L’Oxford Institute propose des droits de transmission multi-périodes pour les marchés électriques américains

L’intégration massive des énergies renouvelables et des batteries de stockage modifie la structure des risques sur les marchés électriques américains, selon une analyse publiée par l’Oxford Institute for Energy Studies (OIES). L’étude, rédigée par Daniel Yang, OIES-Aramco Fellow, examine l’efficacité des Financial Transmission Rights (FTR), instruments financiers conçus dans les années 1990 pour couvrir le risque de congestion sur les réseaux de transport d’électricité. Le document identifie cinq catégories de risques : le risque de congestion localisée, le risque de prix temporel, le risque de variabilité des volumes, les risques extrêmes liés à l’offre et à la demande, et le risque réglementaire.

Un marché en mutation structurelle

Le Pennsylvania-New Jersey-Maryland Interconnection (PJM), principal marché de gros d’électricité aux États-Unis avec plus de 183 GW de capacité installée et 65 millions de personnes desservies, illustre ces transformations. Lors des enchères de capacité pour la période 2025/26, les prix ont atteint plus de 269 $/MW-jour, signalant un resserrement des conditions de marché. Les enchères FTR du planning 2024/25 auraient porté sur plus de 48 millions de MWh de droits, d’après les données rapportées dans l’étude.

La part des énergies renouvelables dans la production électrique américaine atteindrait désormais environ 25 %, contre moins de 5 % au début des années 2000. En 2024, la production combinée solaire et éolienne aurait dépassé celle du charbon pour la première fois, représentant environ 90 % des nouvelles capacités raccordées au réseau. Parallèlement, le département américain de l’Énergie estimerait que les centres de données dédiés à l’intelligence artificielle pourraient consommer jusqu’à un huitième de l’électricité totale du pays.

Volatilité accrue des prix nodaux

L’étude documente une augmentation de la volatilité des écarts de prix entre nœuds du réseau. Sur le marché texan ERCOT, l’écart-type horaire des spreads de prix marginaux localisés (LMP) entre la zone de Houston et le West Hub aurait presque doublé, passant d’environ 8 $/MWh en 2010 à 15-16 $/MWh en 2022. En Californie, sur le marché CAISO, les écarts de prix pourraient dépasser 100 $/MWh lors de certaines heures de pointe.

Ces évolutions affecteraient l’efficacité des FTR traditionnels conçus pour un système dominé par des centrales thermiques dispatchables. Le stockage introduirait une dimension intertemporelle absente des instruments actuels : en chargeant lors des périodes de bas prix et en déchargeant lors des pics, les batteries comprimeraient les écarts de prix nodaux qui constituent la base de rémunération des FTR.

Proposition d’instruments multi-périodes

Pour répondre à ces défis, l’étude propose la création de FTR multi-périodes à volume ajustable (MPVA). Ces instruments agrègeraient les paiements sur plusieurs heures consécutives, internalisant les dynamiques de congestion intertemporelle. Le volume couvert pourrait être ajusté dans des limites fixées par l’opérateur système, permettant d’aligner les positions financières sur les flux réels d’énergie.

L’auteur reconnaît un compromis entre efficacité de couverture et liquidité de marché. Des contrats plus complexes risqueraient de réduire la participation des acteurs et d’élargir les fourchettes de prix. L’étude souligne que les enchères FTR existantes resteraient efficaces pour la couverture spatiale du risque de congestion, tandis que les MPVA cibleraient spécifiquement les risques temporels et volumétriques.

Contexte de risques systémiques

L’analyse rappelle plusieurs événements illustrant les risques extrêmes sur les réseaux américains. En février 2021, lors d’une vague de froid au Texas, la production éolienne serait tombée à environ 3 GW contre 6 GW anticipés, alors que la demande approchait 70 GW. L’impact économique de cet épisode aurait été estimé entre 80 et 130 milliards de dollars par la Federal Reserve Bank de Dallas. En août 2020, une canicule en Californie aurait provoqué des délestages touchant environ 492 000 clients le 14 août et 321 000 le 15 août, la demande dépassant 47 000 MW dans la zone CAISO.

L’étude mentionne également les limites structurelles du système actuel : entre 2010 et 2014, les sociétés FirstEnergy Solutions et AE Supply auraient signalé des pertes de plus de 90 millions de dollars sur leurs couvertures FTR en raison de provisions tarifaires détournant les recettes de congestion.