Qu'est-ce que Electricity Price Calculator?
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La tarification de l’électricité est déterminée par l’intersection des coûts de production d’électricité, des investissements dans les infrastructures de réseau, des cadres réglementaires et de l’équilibrage offre-demande en temps réel sur les marchés de gros de l’électricité. Contrairement à la plupart des produits de base, l’électricité ne peut pas être stockée à grande échelle de manière économique (à l’exception de l’hydroélectricité pompée et, de plus en plus, du stockage par batterie), ce qui signifie que l’offre et la demande doivent être équilibrées instantanément sur l’ensemble du réseau électrique, créant une dynamique de prix particulièrement volatile. Les prix de gros de l’électricité sont fixés sur les marchés organisés de l’électricité par ordre de mérite : les centrales électriques sont classées du coût marginal de production le plus bas au plus élevé, et le gestionnaire du réseau les appelle dans cet ordre jusqu’à ce que la demande soit satisfaite. La dernière centrale (la plus chère) expédiée fixe le prix d'équilibre pour tous les générateurs au cours de cette heure – le prix marginal local (LMP) sur les marchés américains ou le prix d'équilibre du marché à un moment donné sur les marchés européens. Dans des conditions normales, les énergies renouvelables bon marché (éolien, solaire – coût marginal proche de zéro) et le nucléaire sont les premiers à disparaître, suivis par les turbines à charbon et à cycle combiné de gaz (CCGT), les turbines à gaz de pointe fixant le prix uniquement pendant les heures de forte demande. Les principales références en matière de tarification de l'électricité incluent PJM Interconnection (est des États-Unis, le plus grand marché de l'électricité au monde), ERCOT (Texas), CAISO (Californie) et l'European Power Exchange (EPEX SPOT) couvrant l'Allemagne, la France, le Royaume-Uni et d'autres marchés de l'UE. Le coût actualisé de l'énergie (LCOE) – le coût moyen sur la durée de vie par MWh de production d'électricité à partir d'une technologie spécifique – est la mesure standard pour comparer différentes sources de production : le LCOE solaire à grande échelle est passé de 359 $/MWh en 2010 à moins de 33 $/MWh en 2023 (données IRENA), ce qui en fait la source d'électricité la moins chère jamais développée et transformant le secteur électrique mondial.
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Formule
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Voir l'interface de la calculatrice pour les formules et les entrées applicablesLégende des variables
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| Symbole | Nom | Unité | Description |
|---|---|---|---|
| LMP | Prix marginal local | USD per MWh | Prix de gros de l’électricité sur un nœud de réseau spécifique, reflétant le coût de production plus les composantes de congestion et de perte. |
| LCOE | Coût actualisé de l’énergie | USD per MWh | Coût total du cycle de vie d'une centrale électrique divisé par la production d'énergie totale sur la durée de vie ; la mesure de comparaison standard des coûts de production. |
| Capacity_Factor | Facteur de capacité | percent | Actual energy generated as a percentage of maximum possible generation; solaire ~20-25 %, éolien ~25-45 %, CCGT ~50-85 %. |
| Spark_Spread | Propagation propre des étincelles | USD per MWh | Power price minus gas generation cost minus carbon cost; rentabilité nette de l’électricité au gaz. |
| Cannibalization | Effet de cannibalisation | USD per MWh | Réduction des prix de la production solaire/éolienne, car la capacité renouvelable supplémentaire fait baisser les prix pendant les heures de production. |
| Peak_Offpeak | Rapport de prix heures pleines/heures creuses | dimensionless | Rapport entre les prix de l'électricité aux heures de pointe (jour) et aux heures creuses (nuit) ; reflète les modèles de demande et la valeur de stockage. |
Comment Electricity Price Calculator
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- 1Identifiez le marché de l’électricité pertinent (PJM, ERCOT, EPEX, CAISO) et le nœud de livraison ou la zone de prix spécifique.
- 2Collectez des données LMP à l'avance ou en temps réel et observez le profil des prix horaires tout au long de la journée.
- 3Construisez la pile d'ordre de mérite : classez les unités de production du coût marginal le plus bas au plus élevé (O&M variable + coût du carburant + coût du carbone).
- 4Identifiez le générateur marginal (la dernière unité expédiée) à chaque heure – ce générateur fixe le prix de compensation.
- 5Calculez la propagation des étincelles : Clean Spark Spread = LMP − (Gas_Price × Heat_Rate) − Carbon_Price × Emission_Rate.
- 6Pour l'analyse des investissements, calculez LCOE = (Capex × WACC × n / (1-(1+WACC)^-n) + Annual_Opex) / (Capacity_Factor × 8760 hrs × Capacité_MW).
- 7Évaluez le risque de cannibalisation pour les nouveaux projets renouvelables : à mesure que la pénétration du solaire augmente, les prix à midi baissent, réduisant ainsi les revenus des projets solaires.
Exemples résolus
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Tous les générateurs les moins chers gagnent 55 $ malgré des coûts inférieurs – l'ordre au mérite garantit l'efficacité du système
Toutes les sources de production bénéficient du prix d'équilibre du marché de 55 $/MWh fixé par la centrale marginale CCGT. L'éolien rapporte 55 $ malgré un coût marginal nul – cette « rente infra-marginale » finance la récupération du capital. Le nucléaire rapporte un loyer infra-marginal de 45 dollars (55 à 10 dollars). Le charbon rapporte une rente infra-marginale de 10 dollars. Le prix d'équilibre envoie un signal : à 55 $, la CCGT est rentable ; à 120 $, les pointes seraient appelées – maintenant les prix en dessous de ce niveau en encourageant davantage d’envois de CCGT.
Le LCOE solaire a chuté de plus de 90 % depuis 2010 ; désormais la source d'électricité la moins chère au monde
Investissement total : 4,5 millions de dollars. Récupération annuelle du capital : 4,5 M$ × [0,07/(1-(1,07)^-25)] = 385 000 $/an. F&M annuel : 5 000 kW × 10 $ = 50 000 $/an. Production énergétique annuelle : 5 000 kW × 0,22 × 8 760 heures = 9 636 MWh/an. LCOE = (385 000 $ + 50 000 $) / 9 636 = 45,2 $/MWh à 7 % WACC. Avec un WACC inférieur (5 %) ou un facteur de capacité supérieur (25 %), le LCOE tombe à 30-35 $/MWh – ce qui est cohérent avec les récents prix des PPA solaires à grande échelle.
Le manque d'interconnexion d'ERCOT et sa protection contre les intempéries inadéquate ont conduit à un événement de prix catastrophique
La tempête hivernale Uri au Texas en février 2021 a provoqué une panne de production généralisée, car les centrales au gaz naturel, les éoliennes et les centrales au charbon ont gelé sans protection adéquate contre les intempéries. Avec l'augmentation de la demande de chauffage et l'effondrement de l'offre, ERCOT (le réseau isolé du Texas) a atteint son prix plafond administratif de 9 000 $/MWh pendant environ 4 jours. Le coût total pour les consommateurs du Texas et pour le secteur électrique dans son ensemble a dépassé 100 milliards de dollars, démontrant comment les échecs de la conception du marché de l’électricité peuvent avoir des conséquences catastrophiques en cas d’événements météorologiques extrêmes.
L’offre excédentaire d’énergies renouvelables est de plus en plus courante en Europe ; les prix négatifs stimulent le stockage et la réponse à la demande
Lors des journées ensoleillées et venteuses où la demande est faible (week-ends, jours fériés), les réseaux électriques européens sont de plus en plus confrontés à une offre de production excédentaire qui pousse les prix de gros à des niveaux négatifs. Les producteurs soumis à des obligations de fonctionnement (des centrales conventionnelles qui ne peuvent pas s'arrêter rapidement) paient les opérateurs de réseau pour qu'ils prennent leur électricité. Les prix négatifs créent de puissantes incitations au stockage des batteries (charge pendant les prix négatifs, décharge pendant les pics de demande), à la flexibilité de la demande (exécuter des processus à forte intensité énergétique pendant les périodes bon marché) et à la production d’hydrogène vert (utiliser une énergie bon marché pour électrolyser l’eau).
Applications pratiques
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Les gestionnaires de portefeuille des sociétés de gestion d'actifs utilisent Electricity Price Calc pour projeter les rendements attendus sur différentes allocations d'actifs, tester les portefeuilles par rapport à des scénarios de marché historiques et communiquer les attentes de performance aux clients institutionnels et aux administrateurs de fonds de pension.
Les investisseurs individuels et les planificateurs de retraite appliquent Electricity Price Calc pour déterminer si leur taux d'épargne actuel et les rendements de leurs investissements produiront suffisamment de richesse pour financer 25 à 30 ans de dépenses de retraite, en tenant compte de l'inflation et des distributions minimales requises.
Les sociétés de capital-risque et de capital-investissement utilisent Electricity Price Calc pour calculer les taux de rendement internes des investissements des fonds, modéliser des scénarios de sortie pour les sociétés en portefeuille et comparer les performances par rapport aux normes du secteur telles que l'indice Cambridge Associates.
Les conseillers financiers utilisent Electricity Price Calc lors des évaluations des clients pour illustrer l'avantage cumulatif d'un démarrage précoce, l'impact des frais sur l'accumulation de richesse à long terme et le compromis entre le risque et le rendement attendu dans les portefeuilles diversifiés.
Cas particuliers
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En pratique, ce cas extrême nécessite un examen attentif car les hypothèses standard peuvent ne pas être valables. Lorsqu'ils sont confrontés à ce scénario dans les calculs du calculateur de prix de l'électricité, les praticiens doivent vérifier les conditions aux limites, vérifier les risques de division par zéro et déterminer si les hypothèses du modèle restent valables dans ces conditions extrêmes.
En pratique, ce cas extrême nécessite un examen attentif car les hypothèses standard peuvent ne pas être valables. Lorsqu'ils sont confrontés à ce scénario dans les calculs du calculateur de prix de l'électricité, les praticiens doivent vérifier les conditions aux limites, vérifier les risques de division par zéro et déterminer si les hypothèses du modèle restent valables dans ces conditions extrêmes.
En pratique, ce cas extrême nécessite un examen attentif car les hypothèses standard peuvent ne pas être valables. Lorsqu'ils sont confrontés à ce scénario dans les calculs du calculateur de prix de l'électricité, les praticiens doivent vérifier les conditions aux limites, vérifier les risques de division par zéro et déterminer si les hypothèses du modèle restent valables dans ces conditions extrêmes.
LCOE mondial de production d’électricité par technologie (2023, USD/MWh, données IRENA)
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| Technologie | LCOE moyen mondial | Gamme basse | Haut de gamme | Tendance par rapport à 2010 |
|---|---|---|---|---|
| Utilitaire Solaire PV | $33 | $15 | $60 | -90% depuis 2010 |
| Éolien terrestre | $33 | $20 | $70 | -70% depuis 2010 |
| Éolien offshore | $84 | $50 | 150 $ | -60% depuis 2010 |
| CCGT (gaz) | 65-90 $ | $50 | 120 $ | Volatil avec les prix du gaz |
| Charbon (SUPERCRITIQUE) | 75-110 $ | $60 | 140 $ | Augmenter avec les coûts du carbone |
| Nucléaire (nouvelle construction) | 90-130 $ | $80 | 190 $ | Écurie; dépendant du site |
| Hydro (grande) | 25-50 $ | $15 | $90 | Écurie; ressources limitées |
| Stockage de la batterie (4h) | 100-150 $ | $80 | 200 $ | -80% depuis 2015 |
Questions fréquentes
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Pourquoi les prix de l’électricité varient-ils autant selon l’heure, le jour et la saison ?
L’électricité ne peut pas (encore) être stockée de manière économique à l’échelle du réseau, l’offre et la demande doivent donc s’équilibrer à chaque seconde. La demande suit des schémas prévisibles : faible la nuit et tôt le matin, culmine en fin d'après-midi/soirée, plus élevée en été (climatisation) et en hiver (chauffage), plus faible le week-end. L’offre varie également : la production solaire est nulle la nuit et culmine à midi ; le vent est intermittent ; l’hydroélectricité dépend des précipitations. L'intersection de ces courbes dynamiques d'offre et de demande crée une énorme volatilité des prix – depuis des prix négatifs en cas d'offre excédentaire d'énergies renouvelables jusqu'à 9 000 $/MWh lors de l'urgence hivernale au Texas.
Qu'est-ce que la courbe de canard et pourquoi est-elle importante ?
La courbe de canard, ainsi nommée pour sa forme, décrit le modèle de demande nette quotidienne d'électricité dans les régions à forte pénétration solaire. La production solaire supprime la demande nette de midi (créant le « ventre » du canard), tandis que la rampe du soir – lorsque l'énergie solaire diminue mais que la demande reste élevée – crée un « cou » raide nécessitant le déploiement rapide d'une production flexible. Plus la courbe de canard est raide, plus la gestion du réseau devient difficile et plus les prix de l’énergie solaire baissent à midi. Le CAISO de Californie a été le premier à identifier cette tendance en 2013 ; elle affecte désormais la plupart des régions avec une pénétration solaire de plus de 10 %.
Comment le stockage sur batterie affecte-t-il le prix de l’électricité ?
Le stockage par batterie à l’échelle du réseau (principalement lithium-ion, avec l’émergence de batteries à flux) arbitre les différences de prix entre les heures de charge (prix bon marché/négatifs) et les heures de décharge (prix de pointe). Alors que les coûts des batteries sont passés de 1 200 $/kWh en 2010 à moins de 150 $/kWh en 2024 (données BloombergNEF), le stockage est devenu économiquement viable sur de nombreux marchés. Le stockage comprime les prix de pointe (en fournissant l’offre en cas de forte demande) et augmente les périodes de prix négatifs (en augmentant la demande en cas d’offre excédentaire). Le réseau californien, avec plus de 5 GW de stockage à grande échelle, a montré que les batteries peuvent retarder les urgences du réseau.
Qu’est-ce que la tarification marginale localisée et pourquoi est-elle importante ?
La tarification marginale localisée (LMP), utilisée sur les marchés de gros organisés aux États-Unis (PJM, MISO, CAISO, ERCOT, NYISO, ISO-NE), détermine les prix de l'électricité à chaque nœud spécifique du réseau de transport. Les PMT reflètent trois composantes : l'énergie (le coût de production à l'échelle du système), la congestion (lorsque les lignes de transport sont pleines, il est impossible de déplacer l'électricité des zones à bas prix vers les zones à prix élevés, ce qui crée des différences de prix) et les pertes (énergie perdue lors du transport). La tarification nodale fournit des signaux économiques précis pour implanter la production et le stockage de manière optimale sur le réseau.
Quel est le lien entre les prix de détail de l’électricité et les prix de gros ?
Les prix de détail de l’électricité comprennent les coûts de gros de l’énergie ainsi que les coûts des infrastructures de transport et de distribution, les frais de capacité, les frais de services accessoires, les mandats en matière d’énergies renouvelables et les marges bénéficiaires des services publics. Dans la plupart des États et pays, les prix de détail sont réglementés et ne réagissent aux coûts de gros que progressivement et indirectement. Le Texas (ERCOT) est exceptionnel en raison de ses marchés de détail compétitifs où les consommateurs peuvent passer directement des contrats avec les producteurs. Lors de la tempête de février 2021 au Texas, les clients de détail bénéficiant de contrats à taux variable ont reçu des factures de plusieurs milliers de dollars par foyer alors que les prix de gros atteignaient 9 000 $/MWh.
Qu’est-ce que le coût actualisé de l’énergie et quelles sont ses limites ?
Le LCOE mesure le coût moyen par MWh sur la durée de vie d'une centrale électrique, en tenant compte de tous les coûts d'investissement et d'exploitation. Il est utile pour comparer les technologies sur une base de coût, mais présente des limites importantes : il ignore la valeur temporelle du moment où l'électricité est produite (l'énergie solaire produit à midi lorsque les prix peuvent être bas ; les centrales à gaz fonctionnent pendant les périodes de pointe lorsque les prix sont élevés), elle ignore les coûts d'intégration (capacité de secours, mises à niveau du réseau nécessaires pour les énergies renouvelables intermittentes) et elle ne peut pas capturer la valeur des options (la capacité de répartir à la demande). Les approches LCOE ajustées en valeur et coûts du système sont de plus en plus utilisées pour surmonter ces limitations.
Comment le secteur électrique contribue-t-il à la décarbonisation ?
Le secteur de l’électricité se décarbone plus rapidement que tout autre secteur de l’économie. Le solaire et l’éolien sont désormais les sources d’électricité les moins chères dans la plupart des régions du monde, entraînant un remplacement rapide de la production d’énergie fossile. Les ajouts de capacités mondiales d’électricité renouvelable ont atteint 295 GW en 2022 et 440 GW en 2023 (données AIE). Les émissions de CO2 du secteur électrique américain ont chuté d'environ 40 % par rapport à leur pic de 2007 d'ici 2023, principalement grâce au passage du charbon au gaz et à la croissance des énergies renouvelables. L’électrification des transports, du chauffage et des processus industriels devrait doubler la demande mondiale d’électricité d’ici 2050, ce qui nécessitera une accélération massive des investissements dans l’électricité propre.
Erreurs courantes à éviter
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- !En comparant le LCOE entre les technologies sans tenir compte des différences de facteur de capacité : un projet solaire avec un facteur de capacité de 20 % et un LCOE de 30 $ et une usine à gaz avec un facteur de capacité de 80 % et un LCOE de 70 $ fournissent des services très différents au réseau.
- !En ignorant les différences de prix géographiques, les prix de gros de l'électricité peuvent varier de 10 : 1 entre les nœuds encombrés et les zones non contraintes au sein du même réseau.
- !Traiter les prix de détail comme équivalents aux prix de gros pour l’analyse des investissements : les tarifs de détail incluent les coûts de distribution, de transport et de politique qui peuvent doubler ou tripler la composante énergétique de gros.
- !Sans tenir compte de l'intermittence des énergies renouvelables dans le calcul des revenus de production, les revenus d'un projet solaire diminuent à mesure que la pénétration de l'énergie solaire augmente en raison de l'effet de cannibalisation sur les prix de midi.
- !En négligeant les revenus des services auxiliaires pour les générateurs flexibles – les centrales à gaz, les batteries et la réponse à la demande à montée en puissance rapide peuvent générer des revenus importants grâce à la régulation de fréquence et aux services de capacité au-delà des revenus du marché de l’énergie.
Conseil Pro
Lors de l’évaluation des aspects économiques d’un projet solaire ou éolien, utilisez un taux de capture des revenus (revenu réel du projet par MWh par rapport au prix moyen du marché) plutôt que des prix de gros moyens fixes. À mesure que les énergies renouvelables pénètrent, les taux de capture tombent en dessous de 100 % car les générateurs produisent lorsque les prix sont les plus bas (périodes ensoleillées/venteuses). Un marché de pénétration solaire de 15 % pourrait voir des taux de capture solaire de seulement 70 à 80 % du prix moyen.
Le saviez-vous?
L’énergie solaire a connu la baisse de coût la plus rapide de toutes les technologies énergétiques de l’histoire : le coût de l’énergie solaire à grande échelle a chuté de plus de 90 % en seulement 14 ans (2010-2024). Chaque fois que la capacité solaire cumulée mondiale double, les prix chutent d'environ 28 % – une « courbe d'apprentissage » que l'énergie solaire a suivie de manière remarquablement constante. Si cette tendance se poursuit, l’électricité solaire pourrait coûter moins de 10 dollars/MWh d’ici 2035 dans de nombreuses régions.
Références
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