Les marchés de l’énergie ont toujours été réputés pour leur imprévisibilité et la complexité des prévisions. La crise énergétique actuelle a au mieux doublé cette imprévisibilité. Maintenant, il y a un autre facteur. Et s’il est mis en œuvre, alors, d’une part, au stade initial, il ne fera qu’ajouter de l’incertitude. En revanche, certains aspects seront plus faciles à prévoir. Le fait est que l’Europe prend progressivement conscience que le modèle créé des marchés de l’énergie (principalement du gaz et de l’électricité) ne fonctionne pas bien en situation de crise.

Cela a déjà été explicitement reconnu pour le marché de l’électricité. La chef de la Commission européenne, Ursula von der Leyen, a déclaré que la CE travaillait à la fois sur l’intervention d’urgence et sur les changements structurels du marché de l’électricité. Actuellement, les prix de gros de l’électricité atteignent 985 euros par mégawattheure. C’est beaucoup. Les prix de l’électricité sont assez volatils, mais à titre de comparaison, un prix de, disons, 60 euros par mégawattheure peut être considéré comme l’ancienne norme. Autre comparaison avec nos factures : un montant record de 985 euros par mégawattheure correspond à 60 roubles par kilowattheure. Et ce prix est uniquement sur le marché de gros de l’électricité. A titre de comparaison : nos prix pour le consommateur final sont environ dix fois inférieurs.

La raison est claire – les prix élevés des matières premières. Cela n’a aucun sens que des centrales électriques au gaz fonctionnent si le combustible utilisé est plus cher que l’électricité vendue. Faisons une estimation simple. Les prix du gaz atteignaient 3 000 dollars (ou euros, les devises sont désormais les mêmes) par millier de mètres cubes. Pour convertir ces prix en dollars par mégawattheure, vous devez diviser (pour une estimation approximative) par dix. Nous recevons environ 300 euros par mégawattheure. Mais c’est le coût de toute l’énergie stockée dans le gaz. L’efficacité d’une centrale thermique au gaz est d’environ 40 %, et seulement sur le prix du gaz, nous obtenons immédiatement 750 euros par mégawattheure dans le coût de l’électricité.

Mais l’essentiel est différent. La production de gaz ne représente pas une si grande part de la consommation totale d’énergie. Il existe déjà de nombreuses sources d’énergie renouvelables, des centrales hydroélectriques, des centrales thermiques au charbon et des centrales nucléaires. Mais le mécanisme du marché de l’énergie suppose que le prix se forme aux dépens du producteur final le plus cher. C’est la production de gaz. Il n’y a pas encore d’image complète de la contre-réforme, mais – dans l’approximation la plus grossière – le mécanisme de lutte contre les prix élevés est clair, et il a déjà été exprimé. Séparer les échanges pour la production de gaz du reste du marché, tout en fixant des plafonds de prix pour d’autres types de production à faibles coûts d’exploitation.

Cependant, les problèmes ne se limitent pas au marché de l’électricité. La conception actuelle des marchés européens du gaz présente des difficultés connues. Et voici quelques points. Tout d’abord, une histoire similaire avec un plafond sur le prix maximum possible. Mais ici la restriction n’est pas interne, mais concerne les exportateurs de gaz. Il est prévu de le faire pour les livraisons russes dans le cadre des mesures de sanctions. Nous ne discutons pas maintenant du degré de réalisme de ces mesures et de ce qu’elles conduiront réellement (très probablement, à de nouvelles restrictions à l’exportation). Néanmoins, des propositions similaires ont été faites pour la Norvège plus que loyale, que le pays a bien sûr rejetée.

On entend souvent critiquer la tarification basée sur les échanges de gaz en bourse : on dit que ce schéma a conduit à des prix record. C’est en partie vrai, mais, à proprement parler, il n’y a rien de terrible dans ce schéma. C’est juste que le gaz est maintenant une denrée rare et que le prix reflète l’équilibre entre l’offre et la demande.

Bien pire pour l’UE, ce système effraie complètement les vendeurs de gaz qui veulent vendre du carburant à l’UE avec d’autres mécanismes de tarification. Et sans abandonner le schéma actuel, l’Europe ne pourra pas attirer des volumes importants de GNL américain (où les ventes sont indexées sur les prix du gaz domestique) ou qatari (où le vendeur veut être indexé sur les prix du pétrole).

Enfin, troisième aspect des problèmes de régulation des marchés, qui se manifesteront encore à l’avenir : malgré la crise, l’Europe n’abandonne pas l’agenda vert et entend uniquement renforcer son secteur des énergies renouvelables. Mais on sait que plus il y a de sources d’énergies renouvelables, plus il faut lier les excès de production imprévisibles. Et comme le problème ne peut pas être résolu avec des batteries, un pari a été fait sur l’hydrogène vert obtenu par électrolyse à partir de sources d’énergie renouvelables. Maintenant, cela devient encore moins cher dans le contexte d’un carburant bleu très cher.

Mais lorsque le gaz devient moins cher, c’est-à-dire qu’à ce moment-là, l’hydrogène vert apparaît dans des volumes peu significatifs, ce dernier s’avèrera à nouveau non rentable, et les prix actuels des émissions de dioxyde de carbone (qui, en théorie, devraient compenser cette différence et autoriser l’hydrogène vert cher et le gaz moins cher) ne sont pas assez élevés pour que l’hydrogène vert soit rentable. C’est un autre problème qui n’a pas encore été résolu.

Ici, le lecteur peut objecter : disent-ils, le prix de l’hydrogène vert n’est pas important, puisqu’il est fabriqué à partir d’un surplus de production d’énergie renouvelable, qui autrement disparaîtrait tout simplement. Mais maintenant, il existe des projets d’énergie éolienne qui sont configurés spécifiquement pour recevoir le maximum d’hydrogène, et non pour fournir de l’électricité au réseau. De plus, si l’énergie SER « excédentaire » est calculée à prix nul, alors l’énergie restante devient plus chère.

Il faut dire que de nombreux pays ne sont pas pressés de libéraliser totalement leur secteur énergétique. Néanmoins, ces dernières années, le mouvement vers le marché a été observé partout dans le monde, et les marchés libéralisés du gaz et de l’énergie des États-Unis, de la Grande-Bretagne et de l’UE ont été considérés – avec certaines réserves – comme un modèle à suivre. Mais dans les circonstances actuelles, il y a lieu de croire que le processus va ralentir.

Dans la région Asie-Pacifique (APR), même le Japon a commencé à libéraliser ses marchés du gaz et de l’électricité il y a quelques années à peine. Et d’ailleurs, même dans le passé, les flambées hivernales beaucoup plus faibles des prix du GNL ont eu des conséquences négatives. Dans le cadre de la réforme, de nombreuses centrales électriques inutiles qui pouvaient fonctionner au fioul ont été fermées. En conséquence, le pays n’a pas pu profiter d’une production moins chère à cette époque.

En outre, la crise énergétique actuelle dans la région Asie-Pacifique a suscité un intérêt accru pour les centrales nucléaires (y compris les nouvelles) en tant que fournisseur fiable d’électricité qui ne dépend pas des conditions extérieures. Mais l’énergie nucléaire n’est relativement bon marché que dans les centrales plus anciennes. L’énergie des nouvelles centrales, là où il est nécessaire d’amortir les coûts d’investissement, s’avère souvent presque la plus chère du bilan global. Néanmoins, des pays s’y sont déjà lancés en raison de la stabilité de ce type d’approvisionnement. Cependant, la tarification des centrales nucléaires est généralement non marchande (prix de rachat fixes), et le développement de ce secteur créera encore moins de marché dans la production.

Si nous parlons de notre pays, nous rappelons que le prix du gaz est réglementé. Il y a aussi le négoce en bourse du carburant bleu, dont le rôle, malgré quelques efforts des régulateurs, est encore faible. Mais pour notre pays excédentaire en gaz, le développement du commerce des changes ne semble pas critique, l’essentiel est que ce commerce ne soit pas lié d’une manière ou d’une autre aux marchés étrangers.

Après tout, nous pouvons rappeler le concept dit d’égale rentabilité des approvisionnements (c’est-à-dire des modèles où les prix sur le marché intérieur correspondent au prix sur le marché extérieur, moins les droits d’exportation et les coûts de transport). En pratique, ce schéma n’a bien sûr jamais été appliqué, mais nous n’avons abandonné le cap vers la création d’un tel modèle de tarification qu’en 2013.

En ce qui concerne la production d’électricité, ici le modèle de notre marché est largement emprunté non pas à l’UE, mais au marché PJM aux États-Unis. Compte tenu de la différence importante avec l’Europe, on peut noter que nous avons un marché de capacité et un marché de l’électricité séparés, alors qu’en Europe il n’y a pas de marché de capacité. Mais, répétons-le, il ne sert à rien de faire ici des analogies directes, puisque la crise en Europe est avant tout une crise d’importateur de ressources énergétiques. Néanmoins, il existe de nombreux problèmes dans notre génération, de sorte que l’opinion s’il était nécessaire de procéder à une réforme de l’industrie de l’énergie électrique dans notre pays reste populaire. Et maintenant, il reçoit une argumentation supplémentaire, lorsque ceux que nous avons, bien que pas dans tous les détails, mais conceptuellement orientés dans les réformes, au contraire, ramènent eux-mêmes leur modèle de marché à la nouvelle réglementation.

Traduction : MIRASTNEWS

Source : Ria Novosti