Pourquoi les options à la tarification régionale ne fonctionneront pas

Le marché de l’électricité britannique est confronté à des coûts de contrainte élevés : les coûts associés au paiement des aérogénérateurs pour les éteindre et aux autres mesures prises par l’opérateur du système électrique (ESO) pour gérer les goulets d’étranglement dans le réseau de transport ; des coûts qui finissent par se répercuter sur les factures des consommateurs. Ces coûts sont passés de 170 hundreds of thousands de livres sterling en 2010 à plus de 1,3 milliard de livres sterling en 2022, et pourraient dépasser 4 milliards de livres sterling par an d’ici la fin de la décennie. Sans mesures efficaces, ces coûts deviendront un scandale nationwide et entraîneront une réaction publique importante contre le secteur des énergies renouvelables.

La meilleure resolution pour résoudre ce problème consisterait à diviser le marché de gros de l’électricité du pays en marchés zonaux. Cela permettrait de prendre en compte la congestion du réseau dans les prix de gros, ce qui donnerait un prix qui reflèterait plus précisément le coût de l’utilisation de l’électricité dans un endroit particulier. Les prix zonaux inciteraient les producteurs, les opérateurs de batteries, les interconnecteurs et les consommateurs eux-mêmes à prendre des mesures en amont pour résoudre ces contraintes, plutôt que de tout laisser à l’ESO, réduisant ainsi le coût pour le système et facilitant son équilibrage.

D’autres proposent toutefois de conserver le marché de gros distinctive et d’introduire à la place des changements concernant :

• Donner plus de contrôle au gestionnaire du système électrique (ESO):Permettre à l’ESO d’intervenir plus tôt et de réduire le rôle du marché pour qu’il s’auto-équilibre, notamment par le biais de nouveaux marchés de gestion des contraintes (CMM) ou en prolongeant la fermeture actuelle des portes.
• Modifier les frais d’accès au réseau ou d’utilisation du système:Permettre à l’ESO de limiter certains actifs sans compensation (par exemple, « accès non ferme ») ou concevoir l’utilisation des frais système par le réseau pour envoyer des signaux de localisation opérationnels.
• Repenser le mécanisme d’équilibrage (BM) : Modification des prix ou des règles dans le BM.

Toutefois, comparés à une réforme globale visant à introduire une tarification localisée, ces changements seraient moins efficaces et comporteraient des inconvénients importants pour les investisseurs comme pour les consommateurs.

Les choices qui donneraient un contrôle plus central à l’ESO constitueraient un changement significatif par rapport à la state of affairs actuelle où les producteurs et les acheteurs du marché peuvent gérer leurs propres portefeuilles, l’ESO n’intervenant que pour prendre les mesures « résiduelles » nécessaires pour maintenir l’équilibre du système.

Il est particulièrement essential de conserver le rôle du marché dans la détermination des résultats de répartition, plutôt qu’un organisme central et réglementé, à mesure que le système devient plus décentralisé. Le marché est mieux placé pour équilibrer le système que l’ESO, automotive il connaît ses propres portefeuilles. Nous connaissons nos purchasers et travaillons dur pour concevoir des offres qui encourageront leur engagement et leur flexibilité, notamment des produits tels que notre outil de suivi des prix de gros. Agileet notre Séances d’électricité gratuitesLimiter notre capacité à interagir avec nos purchasers de cette manière serait préjudiciable pour nos purchasers et pour le système.

D’autres choices tentent de mettre en œuvre la tarification localisée « par la porte arrière », par exemple en mettant en œuvre des frais d’accès non fermes ou des frais de réseau localisés. Ces choices tentent de refléter les coûts locaux d’une manière moins efficace et plus compliquée, les frais de réseau étant notoirement opaques. Elles créeraient également des risques que les acteurs du marché ne peuvent pas facilement gérer : le risque de prix de gros peut être couvert par des contrats d’une manière qui ne peut pas être appliquée aux frais de réseau ou à l’accès au réseau.

D’autres mesures, comme la réforme de la tarification des énergies renouvelables, pourraient permettre d’équilibrer le système de manière légèrement plus rentable, mais elles ne modifieront pas fondamentalement le nombre de mesures de restriction qu’il doit prendre. Nous continuerons donc à gaspiller des quantités massives d’énergie, principalement renouvelable.

La plupart des changements proposés s’appuieraient sur les mécanismes de gouvernance existants du secteur, ce qui nécessiterait encore des années de débats et d’analyses internes au secteur avant que l’Ofgem puisse prendre des décisions. Il existe d’innombrables exemples de l’inefficacité des réformes fragmentaires, notamment :

• Les arguments en faveur des pertes de transmission localisées sont avancés par dès 2001mais pas introduit avant 2018
• De même, de nouvelles inclinations d’accès ont été signalées avant la mise en service de NETA en 2001, mais l’examen du code significatif d’accès n’a pas été effectué. conclure jusqu’en 2022
• Le règlement demi-horaire sur l’ensemble du marché intérieur a été signalé par Ofgem en 2014mais ne devrait pas être introduit avant décembre 2026 au plus tôt

Et comme c’est souvent le cas dans les changements menés par l’industrie, où il y a des gagnants et des perdants, les programmes de réforme ont été semés d’embûches juridiques. Au cours des vingt dernières années, le débat sur les preparations de marché et les réformes de la tarification du réseau a fait que ces goulets d’étranglement du transport n’ont toujours pas été résolus – en fait, ils se sont aggravés. Continuer cette approche, qui a eu un bilan lamentable, n’est pas la resolution.

Les goulets d’étranglement dans le système de transport étant la trigger principale du problème, certains pourraient se demander pourquoi ne pas simplement construire davantage de réseaux et ne pas se soucier des réformes du marché de gros. La réponse est easy : une building plus rapide du réseau est nécessaire mais pas suffisante. Nous avons déjà des années de retard sur la building nécessaire du réseau de transport et il n’y a pas assez de temps avant 2030 pour combler l’écart – FTI estime que nous devrions construire le réseau à un rythme huit fois supérieur à celui des huit dernières années. De plus, la building de réseaux est coûteuse et politiquement délicate (imaginez essayer de construire dix HS2 en même temps !) donc utiliser au mieux la capacité du réseau dont nous disposons et trouver d’autres moyens de résoudre les contraintes doit faire partie de la resolution. Les marchés zonaux encourageraient les acteurs du marché à faire le meilleur utilization du réseau de transport limité. Et en réduisant la nécessité pour l’ESO d’intervenir et de gérer les contraintes, cela réduirait les coûts pour les consommateurs.

Nous reconnaissons que ces propositions tentent d’apporter des avantages, et certaines de ces choices pourraient fournir une resolution temporaire, par exemple, le projet de Nationwide Grid. Collaboration sur les contraintes thermiques Le projet envisage de nouveaux varieties de marchés à contraintes. Nous soutenons les interventions qui pourraient aider avant l’introduction de dispositifs plus durables.

Mais ces mesures ne suffiront pas. La tarification localisée est la seule resolution qui permettra de réduire fondamentalement les volumes et les coûts de contrainte, d’envoyer des signaux de prix efficaces et de guider les acteurs du marché vers des décisions qui réduisent les coûts du système et maximisent les avantages pour les consommateurs.

Le marché de l’électricité britannique est confronté à des coûts de contrainte élevés : les coûts associés au paiement des aérogénérateurs pour les éteindre et aux autres mesures prises par l’opérateur du système électrique (ESO) pour gérer les goulets d’étranglement dans le réseau de transport ; des coûts qui finissent par se répercuter sur les factures des consommateurs. Ces coûts sont passés de 170 hundreds of thousands de livres sterling en 2010 à plus de 1,3 milliard de livres sterling en 2022, et pourraient dépasser 4 milliards de livres sterling par an d’ici la fin de la décennie. Sans mesures efficaces, ces coûts deviendront un scandale nationwide et entraîneront une réaction publique importante contre le secteur des énergies renouvelables.

La meilleure resolution pour résoudre ce problème consisterait à diviser le marché de gros de l’électricité du pays en marchés zonaux. Cela permettrait de prendre en compte la congestion du réseau dans les prix de gros, ce qui donnerait un prix qui reflèterait plus précisément le coût de l’utilisation de l’électricité dans un endroit particulier. Les prix zonaux inciteraient les producteurs, les opérateurs de batteries, les interconnecteurs et les consommateurs eux-mêmes à prendre des mesures en amont pour résoudre ces contraintes, plutôt que de tout laisser à l’ESO, réduisant ainsi le coût pour le système et facilitant son équilibrage.

D’autres proposent toutefois de conserver le marché de gros distinctive et d’introduire à la place des changements concernant :

• Donner plus de contrôle au gestionnaire du système électrique (ESO):Permettre à l’ESO d’intervenir plus tôt et de réduire le rôle du marché pour qu’il s’auto-équilibre, notamment par le biais de nouveaux marchés de gestion des contraintes (CMM) ou en prolongeant la fermeture actuelle des portes.
• Modifier les frais d’accès au réseau ou d’utilisation du système:Permettre à l’ESO de limiter certains actifs sans compensation (par exemple, « accès non ferme ») ou concevoir l’utilisation des frais système par le réseau pour envoyer des signaux de localisation opérationnels.
• Repenser le mécanisme d’équilibrage (BM) : Modification des prix ou des règles dans le BM.

Toutefois, comparés à une réforme globale visant à introduire une tarification localisée, ces changements seraient moins efficaces et comporteraient des inconvénients importants pour les investisseurs comme pour les consommateurs.

Les choices qui donneraient un contrôle plus central à l’ESO constitueraient un changement significatif par rapport à la state of affairs actuelle où les producteurs et les acheteurs du marché peuvent gérer leurs propres portefeuilles, l’ESO n’intervenant que pour prendre les mesures « résiduelles » nécessaires pour maintenir l’équilibre du système.

Il est particulièrement essential de conserver le rôle du marché dans la détermination des résultats de répartition, plutôt qu’un organisme central et réglementé, à mesure que le système devient plus décentralisé. Le marché est mieux placé pour équilibrer le système que l’ESO, automotive il connaît ses propres portefeuilles. Nous connaissons nos purchasers et travaillons dur pour concevoir des offres qui encourageront leur engagement et leur flexibilité, notamment des produits tels que notre outil de suivi des prix de gros. Agileet notre Séances d’électricité gratuitesLimiter notre capacité à interagir avec nos purchasers de cette manière serait préjudiciable pour nos purchasers et pour le système.

D’autres choices tentent de mettre en œuvre la tarification localisée « par la porte arrière », par exemple en mettant en œuvre des frais d’accès non fermes ou des frais de réseau localisés. Ces choices tentent de refléter les coûts locaux d’une manière moins efficace et plus compliquée, les frais de réseau étant notoirement opaques. Elles créeraient également des risques que les acteurs du marché ne peuvent pas facilement gérer : le risque de prix de gros peut être couvert par des contrats d’une manière qui ne peut pas être appliquée aux frais de réseau ou à l’accès au réseau.

D’autres mesures, comme la réforme de la tarification des énergies renouvelables, pourraient permettre d’équilibrer le système de manière légèrement plus rentable, mais elles ne modifieront pas fondamentalement le nombre de mesures de restriction qu’il doit prendre. Nous continuerons donc à gaspiller des quantités massives d’énergie, principalement renouvelable.

La plupart des changements proposés s’appuieraient sur les mécanismes de gouvernance existants du secteur, ce qui nécessiterait encore des années de débats et d’analyses internes au secteur avant que l’Ofgem puisse prendre des décisions. Il existe d’innombrables exemples de l’inefficacité des réformes fragmentaires, notamment :

• Les arguments en faveur des pertes de transmission localisées sont avancés par dès 2001mais pas introduit avant 2018
• De même, de nouvelles inclinations d’accès ont été signalées avant la mise en service de NETA en 2001, mais l’examen du code significatif d’accès n’a pas été effectué. conclure jusqu’en 2022
• Le règlement demi-horaire sur l’ensemble du marché intérieur a été signalé par Ofgem en 2014mais ne devrait pas être introduit avant décembre 2026 au plus tôt

Et comme c’est souvent le cas dans les changements menés par l’industrie, où il y a des gagnants et des perdants, les programmes de réforme ont été semés d’embûches juridiques. Au cours des vingt dernières années, le débat sur les preparations de marché et les réformes de la tarification du réseau a fait que ces goulets d’étranglement du transport n’ont toujours pas été résolus – en fait, ils se sont aggravés. Continuer cette approche, qui a eu un bilan lamentable, n’est pas la resolution.

Les goulets d’étranglement dans le système de transport étant la trigger principale du problème, certains pourraient se demander pourquoi ne pas simplement construire davantage de réseaux et ne pas se soucier des réformes du marché de gros. La réponse est easy : une building plus rapide du réseau est nécessaire mais pas suffisante. Nous avons déjà des années de retard sur la building nécessaire du réseau de transport et il n’y a pas assez de temps avant 2030 pour combler l’écart – FTI estime que nous devrions construire le réseau à un rythme huit fois supérieur à celui des huit dernières années. De plus, la building de réseaux est coûteuse et politiquement délicate (imaginez essayer de construire dix HS2 en même temps !) donc utiliser au mieux la capacité du réseau dont nous disposons et trouver d’autres moyens de résoudre les contraintes doit faire partie de la resolution. Les marchés zonaux encourageraient les acteurs du marché à faire le meilleur utilization du réseau de transport limité. Et en réduisant la nécessité pour l’ESO d’intervenir et de gérer les contraintes, cela réduirait les coûts pour les consommateurs.

Nous reconnaissons que ces propositions tentent d’apporter des avantages, et certaines de ces choices pourraient fournir une resolution temporaire, par exemple, le projet de Nationwide Grid. Collaboration sur les contraintes thermiques Le projet envisage de nouveaux varieties de marchés à contraintes. Nous soutenons les interventions qui pourraient aider avant l’introduction de dispositifs plus durables.

Mais ces mesures ne suffiront pas. La tarification localisée est la seule resolution qui permettra de réduire fondamentalement les volumes et les coûts de contrainte, d’envoyer des signaux de prix efficaces et de guider les acteurs du marché vers des décisions qui réduisent les coûts du système et maximisent les avantages pour les consommateurs.