Le Capacity Market est essentiellement une police d’assurance contre les risques de coupures d’électricité. Il s’agit d’un mécanisme qui garantit que l’offre d’électricité continuera de répondre à la demande, à mesure que notre dépendance aux énergies renouvelables intermittentes augmente. Son objectif est de s’assurer qu’il existe une capacité fiable suffisante pour faire face aux situations de forte tension sur le système et offrir une sécurité d’approvisionnement à long terme. La première enchère du Capacity Market a eu lieu en 2014, pour une livraison en 2018-2019. Les participants retenus sont rémunérés pour garantir leur disponibilité à répondre, avec un préavis de quatre heures, lorsqu’il existe un risque élevé qu’un événement de tension sur le système se produise, comme un risque important de coupure d’électricité. Cela se produit très rarement – en fait, il n’y a jamais eu d’événement Capacity Market en Grande-Bretagne. Sauf en cas d’événement Capacity Market, les actifs participants continuent de fonctionner normalement.

De nombreux types d’actifs peuvent participer au Capacity Market, notamment les générateurs nouveaux ou existants, les actifs flexibles et le stockage d’énergie. Les actifs à montée en puissance rapide comme ceux à montée plus lente peuvent participer, mais toutes les technologies sont soumises à un facteur de dévalorisation, utilisé pour garantir l’équité entre différents types d’actifs.

Concrètement, cela signifie que le montant versé à un actif pour sa participation est corrélé à la probabilité qu’il soit en mesure de fournir de manière fiable la capacité convenue contractuellement pendant une période donnée. Ainsi, les actifs de stockage, comme les batteries, sont dévalorisés en fonction de leur durée de stockage, ce qui signifie que les stockages de courte durée sont rémunérés bien moins que, par exemple, les turbines à gaz à cycle ouvert ou les moteurs à gaz à pistons, qui peuvent fonctionner indéfiniment. Il existe d’autres nuances à prendre en compte. Par exemple, les actifs fournissant des services de réponse en fréquence n’ont pas besoin de fournir de l’énergie au Capacity Market, même en cas de tension sur le système, mais sont tout de même rémunérés pour leur disponibilité. Chaque année, il y a deux enchères Capacity Market, organisées par le corps chargé de la réforme du marché de l’électricité – appelées enchères T-4 et T-1. Les chiffres indiquent le nombre d’années à l’avance pour lesquelles la capacité est obtenue. Ainsi, l’enchère T-4 concerne une livraison quatre ans plus tard, et l’enchère T-1 une livraison l’année suivante. À tous points de vue, l’enchère T-4 est la principale enchère du Capacity Market – elle propose les contrats les plus longs et les volumes les plus importants. Elle est aussi réservée aux participants souhaitant construire de nouveaux générateurs. Lors de l’enchère T-4, les nouveaux générateurs peuvent obtenir des contrats d’une durée de quinze ans, durant laquelle ils ont l’obligation de répondre à un événement Capacity Market. Pour les développeurs qui souhaitent lancer de nouveaux projets de production d’électricité, ce type de sécurité de revenus rend les projets beaucoup plus attractifs pour les investisseurs. Les enchères T-1 servent d’enchères complémentaires, organisées juste avant l’année de livraison, afin que l’ESO s’assure de disposer de suffisamment de capacité pour l’hiver suivant. Pour en savoir plus sur le fonctionnement du Capacity Market, et découvrir le reste de notre série Modo Academy, n’hésitez pas à explorer la plateforme Modo.