En 2023, le marché texan de l’énergie a été marqué par une envolée des coûts de l’électricité, engendrée par des conditions de marché exceptionnelles. Contrairement à ce qu’avançait l’Independent Market Monitor (IMM), les interruptions thermiques et les records de demande ont joué un rôle prépondérant dans la formation des prix, selon le dernier rapport d’Aurora Energy Research. ERCOT (Electric Reliability Council of Texas), qui gère l’essentiel de la distribution électrique au Texas, a été confronté à un environnement particulièrement volatil. Le rapport d’Aurora met en évidence que les dix journées les plus coûteuses de 2023 ont été principalement influencées par des pannes non planifiées des centrales et des températures extrêmes.
Les pannes de centrales thermiques, imprévues et fréquentes, ont contribué à une augmentation significative des coûts sur le marché de gros. Sur les dix journées analysées, ces interruptions ont ajouté environ 5,4 milliards de dollars de charges supplémentaires. À cela s’ajoute l’impact de la demande record, représentant un excédent de 8,3 milliards de dollars. Ces chiffres mettent en lumière les défis pour le réseau ERCOT, alors même que la croissance rapide des énergies renouvelables modifie le mix énergétique de l’État.
Services auxiliaires : un rôle limité
L’IMM avait pointé du doigt le rôle de l’ERCOT Contingency Reserve Service (ECRS), un service auxiliaire introduit pour stabiliser la fréquence du réseau et limiter les déséquilibres en période de tension. En mai 2024, une évaluation de l’IMM avait conclu que l’achat de ce service avait contribué à une hausse de 12 milliards de dollars des coûts entre juin et décembre 2023. Cependant, le rapport d’Aurora nuance ces conclusions. Lorsqu’on prend en compte la charge élevée et les pannes thermiques, l’excédent de coûts imputé à l’ECRS chute à une fourchette comprise entre 100 millions et 1,3 milliard de dollars.
L’analyse d’Aurora montre que l’effet de l’ECRS a été largement surestimé par l’IMM. Plutôt que d’alourdir significativement les coûts, ce service a permis d’éviter des perturbations importantes sur le réseau durant les périodes de forte demande. La volatilité des prix est plus directement liée aux pannes thermiques imprévues, soulignant le besoin de politiques plus précises pour renforcer la stabilité du réseau texan.
La croissance de la demande comme facteur clé
La demande d’électricité au Texas a continué de croître à un rythme soutenu, surpassant d’autres régions des États-Unis. Entre 2020 et 2023, ERCOT a observé des pics de charge plus fréquents, notamment en période estivale, accentués par des températures record. Le rapport d’Aurora démontre que si le niveau de charge s’était maintenu aux prévisions de pointe d’ERCOT, soit 82,7 GW, les coûts auraient été réduits de 8,3 milliards de dollars sur les dix journées analysées.
Cette croissance rapide de la demande représente un défi majeur pour le réseau. Pour maintenir la stabilité du système, ERCOT a dû s’appuyer sur des mécanismes de prix ponctuellement élevés, incitant ainsi les producteurs à augmenter leur capacité de production. Cependant, cette stratégie reste risquée, car elle repose sur la capacité des opérateurs à anticiper les évolutions de la demande et à éviter des interruptions de service imprévues.
Réformes à venir et perspectives
La situation au Texas soulève des questions importantes pour les régulateurs. L’étude d’Aurora met en lumière le besoin de réformes structurelles pour renforcer la résilience du réseau. Alors que les services auxiliaires peuvent contribuer à stabiliser le système en période de tension, les données montrent que l’efficacité des politiques actuelles est limitée face à la demande croissante et aux pannes thermiques répétées.
Les discussions autour de la réforme du marché au Texas devront prendre en compte ces éléments pour éviter de surcharger les consommateurs tout en maintenant un signal de prix cohérent pour les investisseurs. Des ajustements dans l’approvisionnement des services auxiliaires et un renforcement de la capacité thermique pourraient aider à atténuer les coûts en cas de nouvelles vagues de chaleur extrême. La volatilité des prix durant l’été 2023 souligne la nécessité d’une approche plus proactive de la gestion de la charge et de l’anticipation des pannes.
Le rapport conclut que la croissance rapide de la demande, combinée à des niveaux d’arrêt thermique plus élevés, a un impact direct sur les prix. Sans une meilleure préparation pour faire face à ces défis structurels, les coûts du système continueront de croître, affectant la stabilité de l’approvisionnement et la compétitivité du marché texan.
