{"id":7753,"date":"2023-11-27T07:10:28","date_gmt":"2023-11-27T06:10:28","guid":{"rendered":"https:\/\/variances.eu\/?p=7753"},"modified":"2023-11-27T07:32:01","modified_gmt":"2023-11-27T06:32:01","slug":"specificites-des-modeles-de-prix-de-lelectricite-pour-la-gestion-des-risques-de-marche","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/variances.eu\/?p=7753","title":{"rendered":"Sp\u00e9cificit\u00e9s des mod\u00e8les de prix de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 pour la gestion des risques de march\u00e9"},"content":{"rendered":"

Nous discutons dans cet article de la mod\u00e9lisation des prix d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 pour la gestion des risques. Apr\u00e8s avoir d\u00e9fini les march\u00e9s d<\/strong>\u2019int\u00e9r\u00eat, nous expliquerons quelles difficult\u00e9s pratiques se posent quant \u00e0 la mod\u00e9lisation.<\/strong><\/p>\n

Nous pr\u00e9senterons ensuite deux classes de mod\u00e8les originales pouvant \u00eatre employ\u00e9es pour la gestion des risques d\u2019un acteur engag\u00e9 sur les march\u00e9s de gros d\u2019\u00e9lectricit\u00e9.<\/strong><\/p>\n

Introduction<\/h3>\n

Le premier march\u00e9 de gros de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 s\u2019est ouvert au Chili il y a une quarantaine d\u2019ann\u00e9es, associ\u00e9 \u00e0 la privatisation de la fourniture d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 dans le pays. Par la suite, ce mouvement s\u2019est \u00e9tendu \u00e0 la plupart des pays d\u00e9velopp\u00e9s, par exemple en Europe occidentale o\u00f9 le secteur est totalement lib\u00e9ralis\u00e9 depuis 2014. Contrairement au march\u00e9 de d\u00e9tail qui d\u00e9signe l\u2019\u00e9ventail tarifaire adress\u00e9 aux consommateurs finals, le march\u00e9 de gros donne lieu \u00e0 des \u00e9changes quotidiens d\u2019engagements \u00e0 livrer de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9<\/em> notamment entre des producteurs, des fournisseurs, des compagnies financi\u00e8res apportant de la liquidit\u00e9 au march\u00e9, et des consommateurs dits \u00e9lectro-intensifs, dont la consommation d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 est importante et qui peuvent se fournir directement sur les march\u00e9s de gros.<\/p>\n

Le produit \u00e9chang\u00e9 sur ces march\u00e9s est un engagement \u00e0 livrer de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 ult\u00e9rieurement et jamais une livraison imm\u00e9diate, car l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 ne se stocke pas. Cette caract\u00e9ristique fondamentale engendre une diff\u00e9rence de taille vis-\u00e0-vis des march\u00e9s financiers classiques\u00a0: la valorisation des produits d\u00e9riv\u00e9s \u00e9chang\u00e9s sur le march\u00e9 \u00e0 terme de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 ne peut se fonder sur des arguments d\u2019arbitrage mettant en jeu des strat\u00e9gies visant \u00e0 acqu\u00e9rir l\u2019actif sous-jacent et \u00e0 le stocker jusqu\u2019\u00e0 une certaine date de maturit\u00e9.<\/p>\n

Dans cet article, nous pr\u00e9sentons les principaux march\u00e9s de gros de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 et nous expliquons comment mettre en place une mod\u00e9lisation des prix conjointement sur ces march\u00e9s afin qu\u2019un acteur qui s\u2019y engage puisse limiter l\u2019effet des fluctuations de prix de gros sur ses r\u00e9sultats financiers. Nous d\u00e9crirons aussi quelques cat\u00e9gories de mod\u00e8les de prix de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 tr\u00e8s \u00e9tudi\u00e9s dans la bibliographie scientifique. Pour une description tr\u00e8s approfondie des familles de mod\u00e8les de prix pour la valorisation et la gestion des risques sur les march\u00e9s d\u2019\u00e9lectricit\u00e9, nous sugg\u00e9rons la consultation de la revue de Deschatre et coll.\u00a0[2].<\/p>\n

Enjeux de mod\u00e9lisation des prix sur les march\u00e9s de gros de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9<\/h3>\n
Pr\u00e9sentation rapide des march\u00e9s de gros<\/em><\/h5>\n

Quotidiennement, producteurs et fournisseurs se rencontrent sur le march\u00e9 spot de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9. Avant midi, les producteurs soumettent une courbe d\u2019offre b\u00e2tie \u00e0 partir de leurs moyens de production disponibles pour le lendemain et des co\u00fbts de ces derniers. Les fournisseurs soumettent une courbe de demande pour fournir leurs clients. Pour chacune des 24 heures du lendemain, les courbes d\u2019offre et de demande individuelles sont agr\u00e9g\u00e9es, et leur point d\u2019intersection d\u00e9finit un \u00e9quilibre caract\u00e9ris\u00e9 par un volume \u00e9chang\u00e9 et surtout par un prix d\u2019\u00e9quilibre, appel\u00e9 prix spot. Les producteurs ayant soumis des offres \u00e0 des prix inf\u00e9rieurs sont d\u00e8s lors tenus de produire, les fournisseurs ayant soumis des demandes \u00e0 des prix plus \u00e9lev\u00e9s sont assur\u00e9s d\u2019\u00eatre livr\u00e9s et tenus de consommer, et les premiers sont r\u00e9mun\u00e9r\u00e9s par les derniers \u00e0 hauteur du prix spot. Dans la suite, nous noterons \"S_t\" le prix spot de l\u2019heure \"t\". Ce march\u00e9 est national, de sorte que chaque producteur ou fournisseur est actif sur l\u2019ench\u00e8re spot de son pays seulement. Un couplage est r\u00e9alis\u00e9 dans un deuxi\u00e8me temps entre les pays interconnect\u00e9s afin d\u2019optimiser les \u00e9changes aux fronti\u00e8res. Le prix spot est a priori<\/em> diff\u00e9rent d\u2019un pays \u00e0 l\u2019autre.<\/p>\n

Les 24 prix spot quotidiens des 365 jours de l\u2019ann\u00e9e sont donc d\u2019un int\u00e9r\u00eat central pour tous les acteurs du march\u00e9, qui valorisent ainsi leur production ou s\u2019assurent de pouvoir fournir leurs clients. Reflets de l\u2019anticipation du march\u00e9 quant \u00e0 l\u2019\u00e9quilibre offre\u2014demande du lendemain, ils sont tr\u00e8s volatils car des situations tendues (trop de consommation, moyens de production indisponibles) peuvent conduire \u00e0 des pics de prix tr\u00e8s importants, de m\u00eame qu\u2019un exc\u00e8s anticip\u00e9 de production face \u00e0 une demande faible peut occasionner des prix n\u00e9gatifs, reflets du n\u00e9cessaire \u00e9quilibre entre production et consommation et de l\u2019obligation de trouver des d\u00e9bouch\u00e9s pour la production si celle-ci peut difficilement \u00eatre stopp\u00e9e. L\u2019illustration\u00a01<\/a> montre ainsi les prix spot horaires de trois semaines successives en f\u00e9vrier 2021\u00a0: il peut arriver que les prix de la m\u00eame heure et de la m\u00eame journ\u00e9e soient tr\u00e8s diff\u00e9rents d\u2019une semaine \u00e0 l\u2019autre.<\/p>\n

Illustration 1: Prix spot horaires fran\u00e7ais des trois premi\u00e8res semaines de f\u00e9vrier 2021<\/em><\/p>\n

\"\"

Source illustration 1 : ENTSO-E Transparency Platform (https:\/\/transparency.entsoe.eu\/<\/a>), donn\u00e9es recueillies le 15 septembre 2022.<\/p><\/div>\n

Ainsi, nombre d\u2019acteurs recourent \u00e0 une gestion des risques en effectuant des achats ou des ventes sur les march\u00e9s \u00e0 terme, sur lesquels s\u2019\u00e9changent des produits standardis\u00e9s livrant un MWh sur \u00ab\u00a0toutes les heures du prochain trimestre\u00a0\u00bb, \u00ab\u00a0toutes les heures de l\u2019ann\u00e9e Y+2\u00a0\u00bb, \u00ab\u00a0toutes les heures du mois M+3\u00a0\u00bb, \u00ab\u00a0toutes les heures de la semaine prochaine\u00a0\u00bb \u2026 En finance, ces produits seraient qualifi\u00e9s de swaps<\/em> : deux acteurs les traitant \u00e9changent un prix fixe \u2013 le prix \u00e0 terme \u2013 contre la moyenne des prix spot de la p\u00e9riode sous-jacente au produit \u00e0 terme. Les producteurs s\u00e9curisent ainsi un prix de vente pour leur production, les fournisseurs font dispara\u00eetre une partie de l\u2019al\u00e9a portant sur leurs futurs achats spot. Nous noterons par la suite \"F_t(T_1,T_2)\" le prix en \"t\" d\u2019un produit livrant un MWh en continu entre les dates \"T_1\" et \"T_2\".<\/p>\n

Mod\u00e9lisation adapt\u00e9e \u00e0 la gestion des risques<\/em><\/h5>\n

Du point de vue de la gestion des risques, les swaps<\/em> d\u00e9crits pr\u00e9c\u00e9demment sont des d\u00e9riv\u00e9s d\u2019un sous-jacent qui est le prix spot mais qui n\u2019est pas associ\u00e9 \u00e0 un actif que l\u2019on peut stocker ou d\u00e9tenir. Le d\u00e9tenteur d\u2019une centrale de production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 pourrait repr\u00e9senter simplement le revenu de son unit\u00e9 de production, qui a une puissance \"P\" exprim\u00e9e en MW, entre les dates \"T_1\" et \"T_2\" par \"\sum_{T=T_1}^{T_2} P \times \max(S_T-K,0)\", o\u00f9 \"K\" est le co\u00fbt de production d\u2019un MWh par la technologie de la centrale : pour chaque heure \"T\", la centrale produit de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 si le prix spot est sup\u00e9rieur \u00e0 son co\u00fbt de production et gagne la diff\u00e9rence entre le prix spot et son co\u00fbt pour chaque MWh produit, et sinon elle ne produit pas (en pratique les co\u00fbts ne peuvent \u00eatre consid\u00e9r\u00e9s constants que si le prix du combustible est peu fluctuant, pour l\u2019uranium mais pas pour le gaz par exemple. Par ailleurs il n\u2019est pas r\u00e9aliste de supposer qu\u2019une centrale puisse \u00eatre allum\u00e9e ou \u00e9teinte chaque heure : son fonctionnement est soumis \u00e0 des contraintes physiques. En finance classique, la formule de Black-Scholes permet de valoriser \u00e0 la date \"t < T\" un actif ayant un tel revenu et de couvrir ce revenu (c\u2019est-\u00e0-dire de supprimer le risque li\u00e9 aux fluctuations du prix entre \"t\" et \"T\") en d\u00e9tenant une certaine quantit\u00e9 de l\u2019actif \"S\" fluctuant en temps continu entre \"t\" et \"T\". Mais pour l\u2019\u00e9lectricit\u00e9, \"S\" ne peut pas \u00eatre d\u00e9tenu. Comment couvrir le revenu d\u2019une telle centrale avec des achats \u00e0 terme dans ces conditions ?<\/p>\n

Du point de vue de la mod\u00e9lisation, cette question est r\u00e9solue en introduisant un produit fictivement cot\u00e9 en \"t\", livrant un MWh durant une heure, \u00e0 une date future \"T\". Notons \"f_t(T)\" son prix. Il constitue un lien entre prix spot et prix \u00e0 terme, car :<\/p>\n