La Colombie a mis aux enchères une énergie résistante à la sécheresse sous forme d'options d'achat pour financer la fiabilité les années sèches

La Colombie fonctionne à l'eau : environ 80 % de son électricité est d'origine hydroélectrique. Chaque sécheresse transforme la question de l'adéquation en « les réservoirs plus le thermique de secours couvriront-ils la demande quand la pluie s'arrête ? » Les marchés de l'énergie seule gèrent mal cette question — une centrale de pointe qui tourne deux semaines par an ne peut pas couvrir ses coûts avec les revenus du marché spot, et dans un petit système, les pics qui paieraient une telle centrale sont précisément les pics qu'un producteur dominant peut provoquer. La CREG, l'autorité de régulation, avait observé des rationnements évités de justesse à répétition et a chargé les concepteurs d'enchères Peter Cramton et Steven Stoft de bâtir un produit à terme pour la fiabilité.

Les concepteurs ont défini le produit avant de choisir l'enchère. Dans un système thermique, les régulateurs paient pour la capacité ; en Colombie, une capacité sans réservoirs ni combustible garanti ne vaut rien en cas de sécheresse. L'unité vendable est devenue l'énergie ferme : une ressource certifiée livrable pendant une période sèche de référence, assortie d'une option d'achat financière dont le prix d'exercice est le prix de rareté — 100 $/MWh en phase transitoire. Les consommateurs paient le prix d'adjudication sous forme de charge annuelle de fiabilité, et lors d'une année sèche, le versement de l'option les couvre contre les pics que la rareté produit précisément.

L'enchère est une horloge descendante organisée trois à quatre ans avant l'année d'engagement, s'ouvrant près du double du coût d'entrée d'un nouvel acteur et baissant jusqu'à ce que l'offre rencontre une courbe de demande plancher à la moitié et plafond au double de ce coût. Le délai rend le marché contestable et lisse l'investissement ; les gagnants bloquent le prix d'adjudication pour jusqu'à vingt ans, ce qui permet de financer une nouvelle centrale au gaz ou un barrage. Le coup de maître discret est la règle sur la puissance de marché : les acteurs en place peuvent refuser de participer, mais leur présence ne peut pas faire bouger le prix — seule une nouvelle entrée le peut.

Le dispositif a démarré à titre transitoire en décembre 2006, la première enchère concurrentielle étant prévue pour novembre 2007 afin de fixer les prix pour l'année d'engagement 2011. Cramton et Stoft ont clos leur document de conception par un avertissement dont dépendrait le sort du mécanisme : les barrières à l'entrée et le risque politique peuvent couler même de bons designs de marché, si bien que l'engagement du gouvernement à honorer des contrats de vingt ans importait autant que l'algorithme de l'horloge.

Mettre aux enchères l'énergie des années sèches sous forme d'option d'achat, et non de capacité

Cela achète la chose rare : la certification porte sur une période sèche de référence, et non sur la capacité nominale, car dans un système hydroélectrique l'énergie en période de sécheresse est la contrainte déterminante.

L'option d'achat au prix de rareté couvre les consommateurs contre les pics spot dus à la sécheresse, rendant tolérables les prix élevés qui disciplinent les mauvais acteurs.

La tarification fondée uniquement sur les nouvelles entrées neutralise la puissance de marché des acteurs en place — le problème qui a ruiné les paiements de capacité ad hoc de la Californie en 2000-2001.

Les prix bloqués sur vingt ans transforment un signal réglementaire en contrat finançable, si bien que l'enchère coordonne un investissement réel plutôt que des positions de papier.

Une horloge descendante assortie d'une règle d'activité force les enchérisseurs à révéler progressivement leurs courbes d'offre réelles au lieu de manipuler une offre scellée unique.

Achetez la fiabilité dont vous avez besoin, pas le produit que vend l'industrie. Le bien rare de la Colombie était l'énergie des années sèches ; la tarifer comme une option d'achat a rendu la couverture autofinancée.

Le dispositif transitoire à prix fixé administrativement a commencé en décembre 2006, et la première enchère concurrentielle était prévue pour novembre 2007 pour l'année d'engagement 2011, le plancher et le plafond de prix se resserrant à mesure que la confiance grandissait. En 2013, Cramton, Ockenfels et Stoft ont cité la Colombie — aux côtés de la Nouvelle-Angleterre — comme l'exemple opérationnel d'un marché de capacité fondé sur des options : des paiements effectués quel que soit le temps, une couverture adossée à des ressources physiquement certifiées, des prix fixés uniquement par les nouvelles entrées. La charge de fiabilité demeure un pilier permanent et contesté de la régulation électrique colombienne.