Thread by @EmileFulcheri

Thread pédagogique sur les coûts et les prix de l'électricité. Pour comprendre la différence entre LCOE, tarif de rachat, prix spot, coût marginal variable et tarif final pour le consommateur.
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Le LCOE donne le coût moyen de production en €/MWh d'une centrale ou d'une techno. Il se calcule en comptant tous les coût du projet actualisés (pour prendre en compte la valeur temporelle de l'argent lié au risque, au coût du capital et au coût d'opportunité)
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Dans la formule du LCOE, on imagine un tarif fixe de l'électricité qui ferait que tous les revenus actualisés seraient = à tous les coûts actualisés du projet. Mais le LCOE est bien un indicateur uniquement du coût de production moyen, en €/MWh.
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Le LCOE est pratique pour étudier la baisse des coûts d'une même technologie (cf image pour les ENR). Mais il ne donne pas d'indication sur la valeur de l'électricité produite, qui dépend du moment de production et du degré d'adaptation à la demande.
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Le LCOE n'est donc pas idéal pour comparer des technos équivalentes, qui rendent des services au réseau différent. Pour comparer des technos entre elles dans un mix, la bonne approche et de modéliser et simuler le mix complet.
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Souvent, les centrales électriques sont financées par un contrat qui leur garantit un tarif de rachat, signé avec l’État ou avec un gros consommateur d'électricité. En France (et dans la plupart de l'UE), les ENR sont financées par mécanisme d'appel d'offre.
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Appel d'offre: chaque producteur participant mise un prix de l'électricité €/MWh. L'acheteur compare les offres et sélectionne en général la meilleure offre (prix le plus bas). Le producteur sélectionné vendra son électricité au tarif de rachat qu'il aura proposé.
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En Europe il existe un marché de gros de l'électricité, appelé marché "spot" ou "day-ahead" (car les acteurs misent leurs offres la veille pour le lendemain). Les opérateurs de marché sont les gestionnaires des réseaux de transport (RTE en France).
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Pour chaque heure du lendemain, le gestionnaire demande aux producteurs et consommateurs leurs offres (quantités à produire ou consommer et à quel prix?). Il établit la courbe de l'offre (croissante) en classant les mises des producteurs de la - chère à la + chère.
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Le gestionnaire établit la courbe de la demande (décroissante) en classant les mises des consommateurs de la + chère à la - chère. A l'intersection de l'offre et de la demande, le gestionnaire établit le prix de marché, et la quantité d'électricité à produire.
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Un producteur a intérêt à miser comme prix le coût marginal variable (CMV) de sa centrale. C'est le coût de court terme pour produire avec la centrale plutôt que de ne pas produire. Pour le PV ou l'éolien, ce CMV est proche de 0. Pour le nucléaire, il est très faible.
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Pour une centrale fossile, le coût marginal variable (CMV) est plus élevé car il faut payer le fuel pour produire sur le court terme. Chaque centrale est sélectionnée pour produire à une h donnée si le prix de marché est supérieur à sa mise (CMV).
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Les producteurs choisis pour une heure par le marché vont tous avoir un prix > à leur coût marginal variable, et vont tous faire un profit de court terme. Le but de chacun sera de cumuler assez de profits de court termes pour rentabiliser la centrale sur sa durée de vie
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Du fait qu'elles ont un coût marginal variable proche de 0, les ENR ont tendance à faire baisser les prix de marché spot quand elles produisent beaucoup. Dans l'image jointe, on peut voir en Allemagne le prix spot moyen obtenu par chaque type de techno.
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Dans le graph joint, on peut remarquer en Allemagne que le prix de l'électricité baisse quand la "demande nette" (demande - production ENR non pilotable) baisse. Quand les ENR à coût marginal variable nul produisent, le prix baisse.
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Les prix spot deviennent même parfois <0. Tous les producteurs choisis pendant ces heures ont tous misés un prix <0 ! A cause de mécanismes de subventions (pour les ENR), ou parce que certaines centrales pilotables ne sont pas assez flexibles pour baisser leur production.
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Prix spot n'est pas = à la "valeur" de l'électricité dans le marché. Valeur de marché = surplus producteur (qui augmente avec le prix) + surplus consommateur (qui baisse avec le prix). Même quand le prix est nul, la valeur "market welfare" est non nulle.
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Il est donc inexact de dire que lorsque les ENR à cause de leur coût marginal variable proche de 0 font tendre les prix spot vers 0 pendant certaines heures, la valeur pour le marché tend aussi vers 0. C'est un raccourci que beaucoup de détracteurs des ENR font.
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On peut lire les prix spot sur l'excellent site electricitymap.org. Lorsque les prix entre deux pays frontaliers sont différents, cela signifie que l’interconnexion est saturée. + d'interconnexion entre pays a tendance à homogénéiser les prix entre pays.
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Dans plein de pays/régions, il y a des marchés complémentaires pour rémunérer la disponibilité de capacité (marché de capacité), l'équilibrage en temps réel (balancing), ou divers services au réseaux (régulation de tension, de fréquence, redémarrage post-blackout).
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Enfin, il est question du prix final de l'électricité pour le consommateur. Celui-çi est composée d'une partie "production d'énergie", d'une partie "réseau" (national de transport et local de distribution), et de taxes. Cf la répartition pour la France.
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Conclusion:
Pour comprendre l'économie de l'énergie et analyser avec + de recul les €/MWh de coûts et de prix balancés dans la presse, il est utile de comprendre les notions de LCOE, tarif de rachat, prix spot, coût marginal variable, tarif final consommateur.
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