David Haugh
Études économiques de l'OCDE : Nouvelle‑Zélande 2026
Description
Le système électrique de la Nouvelle-Zélande fait la part belle aux sources d’énergie renouvelables mais la sécurité de l’approvisionnement et l’accessibilité financière se trouvent de plus en plus compromises par la baisse de l’offre intérieure de gaz et la variabilité croissante de la ressource hydraulique. Alors que la demande d’électricité est appelée à augmenter rapidement en raison de l’électrification des transports et de l’industrie et de la croissance des centres de données, le pays ne pourra pas se contenter d’accroître la production d’énergie à partir de sources renouvelables et devra se doter de moyens de remplacement saisonnier (année sèche) suffisants. Moyennant une normalisation des marchés internationaux, le gaz et le GNL peuvent aider à gérer les risques pesant sur la sécurité de l’approvisionnement à court terme. Toutefois, ils ne résoudront pas la question de l’accessibilité financière à long terme et risquent d’ancrer la dépendance aux combustibles fossiles ; de plus, ils contribueraient à aggraver l’exposition déjà importante de la Nouvelle-Zélande aux arrêts d'importation de combustibles liquides et à la volatilité des prix. Décorréler les prix du gaz de ceux de l’électricité impose de développer rapidement des moyens de remplacement saisonnier (année sèche) non gaziers basés sur la biomasse, le pompage-turbinage ou la géothermie. Ces efforts pourraient être appuyés par une participation de l’État en tant qu’investisseur minoritaire afin de remédier à la faiblesse des incitations structurelles à l’investissement. La concurrence reste entravée par la prévalence des producteurs-détaillants d’électricité ainsi que par l’accès limité des opérateurs indépendants aux moyens de compensation saisonnière ; la mise en place d’un marché destiné à assurer la sécurité et la flexibilité de l’approvisionnement (Firming and Flexibility Market, FFM), ainsi qu’un renforcement des règles de conduite réduiraient les obstacles à l'entrée sur le marché et les primes de risque. Des réformes dans les domaines de l’aménagement du territoire et de la gouvernance des producteurs-détaillants d’électricité sont également essentielles pour accélérer l'investissement et assurer un système d’électricité sûr, abordable et durable.
Le système d’électricité de la Nouvelle-Zélande fait depuis longtemps la part belle aux sources renouvelables, au premier rang desquelles figure l’hydraulique, tandis que la production géothermique connaît une hausse croissante (Graphique 2.1). Ses difficultés actuelles, bien qu’uniques à certains égards, témoignent des tensions qui peuvent naître lorsque la production d’origine renouvelable atteint un niveau très élevé tandis que la production thermique flexible, comme le gaz, diminue. Les pénuries d'approvisionnement et les prix élevés affectent les ménages et accélèrent la désindustrialisation. La puissance installée est faible et déséquilibrée. À ces difficultés s'ajoute le fait que, après une longue période de stagnation, la demande devrait croître rapidement, portée par l’électrification des transports et de l’industrie et l’utilisation croissante de l’IA. Si l’innovation permet l’électrification rapide des transports et de la chaleur industrielle, la hausse de la demande pourrait atteindre 60 % à l’horizon 2040 (MBIE, 2024a). Alors que l’électrification s'accélère, le principal défi sera d’assurer la compensation de l'intermittence saisonnière (année sèche), c’est-à-dire une production appelable disponible sur plusieurs semaines ou sur plusieurs mois, ainsi qu’une flexibilité suffisante à court terme pour pallier le déclin du rôle du gaz, plutôt que de simplement venir multiplier les sources renouvelables ou se concentrer sur l’écrêtement des pointes comme dans la plupart des pays de l’OCDE.
Part des renouvelables dans la production d’électricité, 2023
Source : OCDE, Base de données sur la croissance verte.
La baisse rapide de l’offre de gaz a considérablement affaibli la solution de compensation saisonnière utilisée jusqu’à présent pour disposer d’une énergie de remplacement fiable en « année sèche », lorsque la production hydraulique se restreint. L'incapacité à produire une énergie de compensation saisonnière de manière fiable et à un prix raisonnable constitue une vulnérabilité majeure, fait grimper les prix à terme de l’électricité et sape la compétitivité de l’industrie (Frontier Economics, 2025 ; MBIE, 2023 ; OCDE, 2024). Une étude de mai 2025 révélait que 25 % des entreprises avaient réduit leur production et qu’autant avaient fait état de pertes d’emplois en raison des prix élevés de l’électricité.
Pour stimuler l’investissement dans la compensation de l’intermittence saisonnière, l’État co-investit pour accroître la disponibilité de la production gazière nationale et se doter d’un terminal d'importation de GNL. Même si ces mesures pourraient permettre de renforcer la sécurité de l’approvisionnement à court terme en cas de tensions, il est peu probable qu’elles améliorent sensiblement l’accessibilité financière de l’électricité ; qui plus est, elles risquent d’ancrer la dépendance aux combustibles fossiles et d’affaiblir les signaux d’investissement dans d’autres technologies de remplacement saisonnier (année sèche) telles que la biomasse (bois) ou le pompage-turbinage. La réponse de la demande est généralement utilisée pour l’écrêtement des pointes mais un nombre limité de sites industriels, dont la fonderie d’aluminium, peuvent également assurer des réductions importantes, sur plusieurs semaines, de la demande en périodes de faible disponibilité hydraulique. Ce chapitre plaide donc pour un recalibrage minutieux de la politique d'utilisation du gaz afin de gérer les risques qui pèsent sur la sécurité d’approvisionnement à court terme sans nuire aux objectifs à long terme de décarbonation et d’accessibilité financière. Il s'intéresse aux solutions envisageables dans le cadre des réformes en cours pour assurer une puissance de remplacement saisonnier de source non gazière et une flexibilité à court terme suffisantes en cas de pénurie hydraulique prolongée. L’accès limité des opérateurs indépendants aux solutions de compensation saisonnière et de flexibilité de la demande constitue un obstacle majeur à l’entrée. Ce chapitre propose de remplacer les accords bilatéraux utilisés par les producteurs-détaillants d’électricité verticalement intégrés par un marché destiné à répondre aux besoins de sécurisation et de flexibilité de l’approvisionnement en électricité (Firming and Flexibility Market, ou FFM), de renforcer les pouvoirs de l’Autorité de l’électricité et de réformer les règles de conduite sur le marché. Il recommande également d'adapter les stratégies financières des producteurs-détaillants d’électricité, notamment les ratios de distribution des dividendes appliqués, pour soutenir l'investissement qui permettra de faire face à la forte hausse à venir de la demande d’électricité.
Le système électrique de la Nouvelle-Zélande a été largement développé par l’État entre les années 1950 et 1980 sur la base d'une production hydroélectrique. Actuellement, le parc renouvelable représente près de 75 % de la puissance installée et produit environ 80 % de l’électricité consommée, des proportions qui figurent parmi les plus élevées de l’OCDE (Tableau 2.1). Par suite, la production d’électricité de la Nouvelle-Zélande génère très peu d’émissions de gaz à effet de serre (GES), environ 94 gCO₂/kWh, ce qui en fait l’un des systèmes électriques les plus sobres en carbone de l’OCDE (Encadré 2.1).
Part de la production, en pourcentage, 2024
Note : le tableau présente la puissance généralement produite et non la part de la puissance installée.
Source : AIE, Energy in New Zealand – Countries and Regions, et AIE, Monthly Electricity Statistics.
Pour atteindre l’objectif zéro émission nette de gaz à effet de serre, hors méthane biogénique, que s’est fixé la Nouvelle-Zélande à l’horizon 2025, il est essentiel d’accroître le rôle des sources renouvelables dans l’électrification de l’industrie et des transports et de garder à l’esprit que cette transition se fera plus rapidement si l’électricité reste financièrement accessible. L’objectif de neutralité carbone requiert d’augmenter sensiblement la production d'électricité à partir de sources renouvelables pour répondre aux besoins d’électrification des transports et de chaleur industrielle, qui continuent de reposer fortement sur les sources fossiles. La stratégie climatique adoptée par le gouvernement en juillet 2024 prévoit un doublement des renouvelables d'ici à 2050 et l'installation de 10 000 bornes de charge pour les véhicules électriques (ministère de l’Environnement, 2024) d’ici à 2030. Toutefois, les progrès sont lents, si l'on considère que le nombre de bornes de charge est passé de 1 024 fin 2023 à seulement 1 466 fin 2025. En l’absence d’estimations officielles, des calculs rapides indiquent que le potentiel éolien et solaire est plusieurs fois supérieur à la production annuelle actuelle. Pour prendre un exemple, la conversion de 2.5 % de surfaces agricoles (environ 3 000 km²) en 50 % éolien et 50 % solaire permettrait de produire 100 TWh, soit 2.5 fois la production actuelle. La géothermie supercritique pourrait y ajouter quelque 40 TWh. Toutefois, cet objectif requiert de corriger certaines faiblesses du système électrique actuel.
L’électrification est également essentielle pour soutenir une croissance économique bas carbone car, sur la base des politiques actuelles, la réduction des émissions dans des secteurs difficiles à décarboner comme l’agriculture restera limitée et devra être compensée par une réduction drastique des émissions liées à l’énergie. L’agriculture reste le principal pourvoyeur (plus de 50 %) d’émissions, en particulier de méthane. En octobre 2025, le gouvernement a modifié son objectif de production de biométhane pour 2050, qui est passé de 24-47 % (objectif de 2017) à 14–24%, et a choisi de ne pas tarifer les émissions agricoles et de s’appuyer uniquement sur la technologie (Climate Change Commission, 2025). Ces décisions risquent d’affecter les budgets futurs en matière d’émissions et de reporter les efforts sur d’autres secteurs. Un cadre institutionnel plus robuste est nécessaire pour mieux accorder les objectifs climatiques avec l’utilisation des terres, les infrastructures et la politique agricole (PCE, 2024). Les émissions de méthane de l’agriculture restent démesurément élevées, et les approches technologiques non contraignantes pourraient ne pas suffire pour honorer les engagements internationaux (OCDE, 2024).
Le système électrique de la Nouvelle-Zélande est de plus en plus vulnérable aux phénomènes météorologiques extrêmes, comme l’a démontré le cyclone Gabrielle qui a privé 240 000 foyers d’électricité et révélé les faiblesses des lignes aériennes et des sous-stations (Electricity Networks Aotearoa, 2023). Le Plan d'adaptation au changement climatique de Transpower et le Plan national d’adaptation de l’État imposent des évaluations des risques et des mises à niveaux (Transpower, 2024 ; ministère de l’Environnement, 2022), mais les mesures de mise en œuvre progressive se montrent insuffisantes. La Nouvelle‑Zélande doit adopter un plan de résilience englobant l’ensemble du système et instaurant des évaluations obligatoires des risques climatiques, des normes de conception plus robustes et des mesures pour inciter le marché à investir dans la résilience et pas seulement dans les énergies de source renouvelable (IEA, 2023a). Une utilisation accrue des ressources énergétiques décentralisées, des microréseaux et du stockage est également nécessaire pour réduire les points de défaillance uniques et améliorer la flexibilité (IEA, 2022a).
Avec un système basé essentiellement sur les sources renouvelables dont l’hydraulique, les prix de l’électricité de la Nouvelle-Zélande sont longtemps restés compétitifs par rapport aux coûts ce qui, allié à un gaz naturel national bon marché et disponible en grande quantité, a soutenu le développement d’industries très gourmandes en énergie comme la fonderie de l’aluminium, la production de l'acier et la transformation de produits du bois et de produits alimentaires. Malgré ces atouts, le système électrique du pays fait face à d’importantes difficultés liées à sa géographie. Premièrement, en raison des distances qui la séparent des autres pays, la Nouvelle-Zélande n’est reliée à aucun réseau d’électricité étranger. Elle ne dispose pas non plus de terminal méthanier qui lui permettrait d'importer du GNL. Ces spécificités rendent impérative l’autosuffisance en électricité et en gaz. Deuxièmement, près de 75 % du parc hydroélectrique, qui fournit la puissance en base du système, se concentre dans le sud de l’Île du Sud, tandis qu’environ un tiers de la demande d’électricité provient d’Auckland, la plus grande ville du pays, située à près de 1 000 km des grandes centrales hydrauliques.
Ces caractéristiques géographiques entraînent une exposition systémique de la production d’électricité aux conditions de pluviométrie. En effet, le principal risque pour la sécurité de l’approvisionnement en électricité est ce que l'on appelle « l’année sèche », lorsque des précipitations insuffisantes font chuter le stock et la production d’énergie hydraulique. Le système électrique est particulièrement vulnérable aux régimes pluviométriques de l’Île du Sud, en particulier durant les années sèches pendant lesquelles trois à quatre mois de faibles précipitations affectent le niveau des retenues d’eau. Ce risque central pour la sécurité de l’approvisionnement tient à un stock hydraulique limité : seulement 4 TWh, soit 10 % de la production annuelle, contre 70 à 80 % de la production en Norvège. Malgré des murs de barrage élevés et un terrain montagneux escarpé, la géographie (moins de vallées larges et profondes et de lacs glaciaires de haute altitude qu’en Norvège) et l’opposition de la population à l'inondation des terres ont conduit à privilégier les conceptions au fil de l’eau, ce qui limite la capacité de stockage. Les producteurs se voient donc contraints de réduire la production pendant les périodes sèches. Au cours des 25 dernières années, les années sèches, définies comme les années lors desquelles le stock hydraulique est inférieur de 50 milliards de mètres cubes au niveau moyen de longue période, sont revenues tous les 3 à 5 ans, notamment en 2001, 2005, 2008, 2012, 2017, 2021 et 2024 (Graphique 2.2).
Note : Moyenne mobile sur quatre trimestres.
Source : Autorité de l’électricité de la Nouvelle-Zélande et ministère des Entreprises, de l’Innovation et de l’Emploi.
Depuis l'introduction de nouvelles techniques d’exploration par Shell et la découverte du gisement gazier de Maui en 1969, la production des centrales à gaz est devenue la principale solution de remplacement, comme dans de nombreux pays de l’OCDE. Le gaz offre une montée en puissance rapide, émet moins d’émissions que le charbon et était historiquement moins cher grâce à des efforts d’exploration constants et des réserves stables. Cette solution alliait sécurité de l’approvisionnement électrique et accessibilité financière étant donné que les centrales à gaz, qui sont souvent les producteurs marginaux lorsque la disponibilité de l’hydraulique est faible, fixent les prix de marché de l'électricité sur la base des prix au comptant du gaz, les deux étant ainsi étroitement corrélés (Graphique 2.3).
L’équilibre fragile du marché gaz-électricité de la Nouvelle‑Zélande a été déstabilisé par une baisse importante de la production gazière nationale depuis 2018. Lors de l’année sèche de 2024, la situation est devenue critique. Alors que les réserves se raréfiaient, les prix de gros du gaz sont montés en flèche, atteignant 30–40 NZD /GJ. En raison de stocks hydrauliques dangereusement faibles, la filière hydraulique, qui constitue le producteur marginal, a fortement relevé son prix d’offre, tandis que le plafond de prix était fixé par l’alternative la plus proche, à savoir la filière gazière, qui a elle aussi fortement augmenté ses prix d'offre en raison d'une pénurie de ressources et de prix du gaz élevés. Cette dynamique a entraîné à la hausse les prix de gros de l’électricité, avec des moyennes journalières supérieures à 800 NZD/MWh début août alors qu’elles s'établissaient généralement autour de 180 NZD/MWh l’hiver précédent. Plusieurs jours durant, les prix au comptant ont dépassé 300 NZD/MWh, avant de redescendre grâce à des mesures d'urgence, notamment la mise à disposition de gaz par Methanex, ainsi qu’à la hausse des précipitations qui sont venues assouplir les contraintes pesant sur l’offre.
Source : Autorité de l’électricité de la Nouvelle-Zélande et emsTradepoint.
Autre source majeure de préoccupation : la baisse de la production et des réserves de gaz et l’incertitude entourant leur future trajectoire, conjuguées à une incertitude importante quant à la politique publique, ont contribué à la hausse des prix à plus long terme de l’électricité et ainsi contraint à des fermetures industrielles temporaires voire permanentes, et fortement intensifié le risque de désindustrialisation rapide (Encadré 2.2). Dans le sillage de la tendance à la hausse des prix de gros, les prix au comptant et à terme qui étaient bas ont atteint des niveaux particulièrement élevés en comparaison internationale. Ils sont d'ailleurs actuellement nettement supérieurs à ceux des pays nordiques dont les systèmes sont également dominés par les énergies de source renouvelable (Graphique 2.4).
La crise de l’énergie de la Nouvelle-Zélande menace des secteurs d'exportation majeurs tels que l’agriculture, la sylviculture, l’horticulture et le secteur manufacturier en raison de leur dépendance à des processus alimentés au gaz et gourmands en électricité. Avec la baisse de l'offre de gaz et des capacités d’appoint insuffisantes, l’effacement de la demande industrielle a été fortement mis à contribution pour préserver la stabilité du réseau, non sans un coût économique élevé. Methanex a temporairement fermé ses installations de production de méthanol de Taranaki et redirigé le gaz vers les besoins de production d’électricité (Methanex, 2024), tandis que Ballance Agri-Nutrients a évoqué l’éventualité de fermetures pour des questions liées à son contrat de gaz à long terme. D’après une étude, près de la moitié des grands consommateurs industriels de gaz avaient déjà diminué leurs activités, augmenté leurs prix ou réduit leur personnel, et 30 % risquaient de suivre dans l’année (BusinessNZ Energy Council, 2025). En 2024, plusieurs entreprises de traitement des produits du bois, dont Winstone Pulp, Oji Fibre Solutions et Pan Pac, ont cessé ou suspendu des activités en raison du niveau insoutenable des prix de l’électricité, sachant que les fermetures de Winstone ont à elles seules entraîné la suppression de 230 emplois à Ruapehu. Oji a pour sa part mis un terme aux activités de papeterie de ses usines de Penrose et de Kinleith.
1. Ne comprend pas la période entre juillet 2021 et février 2023 pour les pays européens.
2. Prix des contrats à terme à longue échéance pour l’électricité en gros.
Source : Autorité de l’électricité de la Nouvelle-Zélande et Ember Energy.
Dans un marché pleinement opérationnel avec un accès à d'importantes ressources naturelles permettant de construire de nouvelles installations de production d’électricité, la tendance haussière des prix devrait être, au moins en partie, contrée par la hausse des investissements dans la production motivés par la perspective de bénéfices plus élevés. Cette tendance à la hausse des prix au comptant et, surtout, des prix à terme de l’électricité depuis 2018 offre un signal fort pour créer de nouvelles capacités de production. Après plus d'une décennie d’investissement très limité dans la production, on constate des signes encourageants, avec une réserve solide de projets d’investissement dans les énergies intermittentes, principalement dans le solaire mais également dans l’éolien (Graphique 2.5). La puissance installée des parcs éolien et solaire a augmenté de 577 et 421 MW respectivement entre 2020 et 2024. D'après les projections, elle devrait encore augmenter très rapidement, d’environ 1 450 MW pour l’éolien et 1 370 MW pour le solaire de 2025 à 2032.
Puissance installée
Note : projets d’installations de 2025 à 2032, dont projets commandés, engagés et en cours de mise en œuvre.
Source : calculs de l'OCDE à partir des données du ministère des Entreprises, de l'Innovation et de l'Emploi (MBIE) et de l’Autorité de l’électricité.
La hausse insuffisante de la puissance installée jusqu’en 2025 et, surtout, un mix énergétique déséquilibré, avec une stagnation de la production de remplacement saisonnier, ont entraîné un risque de non-respect des normes de sécurité en 2026, notamment en cas de retard dans la construction de nouveaux moyens de production d’énergie (Transpower, 2025 ; Transpower, 2026). Si l’offre réagissait correctement aux prix élevés de l’électricité, l’arbitrage devrait peu ou prou niveler les prix à terme de l’électricité et le coût marginal de la construction de nouvelles installations de production. Or, les prix des contrats restent nettement supérieurs à ce niveau, même en tenant compte de la hausse des coûts de construction. Cette marge est attribuable à une prime de risque élevée ainsi qu’au coût marginal réel des centrales qui fournissent l’énergie de remplacement saisonnier sur plusieurs semaines en année sèche.
Au cours de la décennie passée, l’investissement dans de nouveaux actifs de production a été entravé par trois grands facteurs d'incertitude (Tableau 2.2). Des solutions ont été apportées pour deux de ces facteurs qui avaient trait au niveau de la demande et de l’offre totales du système, ce qui a ouvert à la voie à l'investissement dans les renouvelables. Il subsiste en revanche un obstacle, qui concerne la viabilité des solutions de remplacement saisonnier et revêt de multiples dimensions. L'incertitude quant à la disponibilité future du gaz freine l’investissement dans de nouvelles centrales thermiques. En revanche, l'investissement dans d’autres technologies de remplacement de longue durée, comme le pompage-turbinage et la biomasse, fait face à différentes difficultés comme la longueur des procédures d’autorisation, des exigences initiales de fonds propres élevées et des flux de recettes à long terme incertains. Conjugués, ces facteurs augmentent le coût de la compensation intermittente et contribuent au maintien des primes des marchés à terme.
Source : Secrétariat de l’OCDE.
Le gaz joue un rôle majeur dans le système d’électricité en assurant une fonction à la fois de production de pointe et de compensation saisonnière, et constitue le facteur de fixation du prix marginal et, partant, du prix du marché dans 70 % à 90 % des cas (BCG, 2025). Même en année ordinaire, le gaz fournit généralement une puissance d’environ 300 MW hors conditions d’année sèche. L’amélioration de la sécurité de l’approvisionnement en électricité et de la résilience industrielle requièrent de remédier à la rareté du gaz à court terme sans aggraver la dépendance à long terme. Selon l’AIE, la Nouvelle-Zélande a besoin de davantage de puissance de pointe et de puissance de remplacement saisonnier ainsi que d'une meilleure gestion de la demande pour soutenir sa forte proportion d’énergies d'origine renouvelable (AIE, 2023a). L’offre de gaz pourrait être augmentée par la production nationale et la création sur décision de l’État d’un terminal d'importation de GNL visant à se prémunir contre le risque d’année sèche. Cela étant, face à l'incertitude élevée, la prudence dicterait de réduire la dépendance structurelle de l’électricité au gaz en remplaçant progressivement par des batteries la puissance de pointe assurée par le gaz et en développant les moyens de remplacement saisonnier de source non gazière (pompage-turbinage par ex.), tout en mettant l’accent sur la flexibilité du côté de la demande.
La baisse de la production gazière nationale (Graphique 2.6) est la conséquence de la réunion de plusieurs facteurs, à savoir des performances des gisements matures qui se révèlent inférieures aux attentes, des révisions à la baisse des réserves, des nouveaux projets peu fructueux, les incertitudes entourant la politique publique et l'interdiction de l’exploration décrétée en 2018. Depuis 2020, plus d’un milliard NZD a été investi en Nouvelle-Zélande, pour des résultats décevants et peu de découvertes gazières (MBIE, 2025a). En 2024, la production a baissé de 21 % en glissement annuel, plusieurs gisements ayant enregistré une production très inférieure aux prévisions antérieures ; le MBIE estime désormais que la production annuelle devrait passer sous la barre des 100 PJ dès 2026, soit plus tôt que ce que prévoyaient les projections initiales. C’est cette insuffisance de la production, plutôt que la demande seule, qui a tiré vers le haut les prix de gros du gaz et réduit sa disponibilité pour la production d’électricité en 2024 et 2025. Pour contrer cette tendance, il importera de redonner confiance aux investisseurs par des signaux politiques forts et un soutien à l’exploration.
Source : ministère des Entreprises, de l’Innovation et de l’Emploi.
Alors que les grands opérateurs étrangers quittent le navire ou réduisent la voilure, la Nouvelle-Zélande risque de manquer de capitaux, de plateformes et de compétences spécialisées pour ses grands projets offshore. Même une hausse modeste de l’offre nouvelle aurait peu d’effet sur la baisse à long terme d'origine structurelle de la disponibilité de gaz national. Des voix du secteur confirment que les nouveaux développements à grande échelle ne pourront se faire qu’en dotant la Nouvelle-Zélande d’une plateforme offshore, un investissement à coûts fixes élevés qui nécessiterait une multiplicité de projets d’exploration sur 2-3 ans pour être viable. Au vu des possibilités limitées à Taranaki et des risques importants liés à la prospection dans les autres régions, la probabilité de découvrir de nouveaux gisements de taille est faible. L’expérience de la Nouvelle-Zélande et des pays de l’OCDE montre que les projets d’envergure reposent sur des co-entreprises avec des acteurs étrangers, dont il est peu probable qu'ils reviennent sans des résultats solides de prospection.
Même si les efforts d’exploration venaient à porter leurs fruits, l'offre pourrait rester insuffisante pour répondre aux besoins des ménages, de l’industrie et de la production d'électricité. La demande résidentielle est modeste et pourrait être satisfaite avec d'autres solutions comme le biogaz issu du traitement des déchets. Néanmoins, la production actuelle d’électricité nécessite environ 30 PJ de gaz, ce qui correspond à près de 30 % de la production nationale en 2025, et aucun gisement découvert dernièrement n’offre de meilleures perspectives. Sans apport de compétences et de capitaux étrangers, les chances de développer de nouveaux gisements d’envergure restent faibles. Les incitations à l’exploration ont également été affaiblies par la fermeture prochaine du plus grand consommateur de gaz, Methanex, qui fera disparaître une source de demande stable à long terme. Alors que la sortie de Methanex allégerait les tensions entre la demande et l’offre moyennes de gaz, elle priverait également le réseau de sa principale source de flexibilité du côté de la demande en année sèche. Le gaz seul ne peut donc plus constituer l’épine dorsale de la production d’électricité de remplacement saisonnier.
Face à la difficulté de stimuler l’offre nationale, le gouvernement a fait le choix de se tourner vers l’importation de gaz naturel liquéfié. Le GNL peut, en principe, offrir une assurance contre les pénuries qui surviennent en année sèche et réduire la prime de risque y afférente sur les marchés à terme. En réduisant la prime de risque pour année sèche, l’analyse du MBIE indique que la disponibilité du GNL pourrait faire baisser les prix à terme de l’électricité d’au moins 10 NZD par MW, mais que cette baisse serait en partie neutralisée par une taxe sur l’électricité pour recouvrer les coûts du terminal. Des études publiques réalisées pour l’industrie et la Gaz Industry Company (GIC) confirment la faisabilité technique du projet de GNL mais à un coût élevé, avec plusieurs solutions envisageables, qui vont des concepts de navette à petit échelle (coût du gaz débarqué plus élevé, dépenses en capital plus faibles) aux terminaux de taille standard (coût unitaire du gaz plus faible, dépenses en capital plus élevées). Ces deux solutions nécessiteront probablement des efforts importants du gouvernement (en matière d’autorisation) pour assurer une livraison dans les délais (Gas Industry Company – EY, 2024 ; Chapman Tripp, 2024 ; Enerlytica, 2023).
Le gouvernement a annoncé qu'il envisageait la création d’une installation d'importation de taille standard pour un coût d’au moins 1 milliard NZD afin de l’utiliser pour la production d’électricité de remplacement saisonnier. En l'absence de GNL, le scénario alternatif le plus probable n'est pas celui d'un gaz national stable et bon marché, mais d'une pénurie croissante due à la baisse de l'offre nationale, avec à la clé des restrictions pour les non-consommateurs d’électricité. L’introduction du GNL atténuerait en partie les pénuries mais modifierait fondamentalement la formation des prix du gaz. Une fois le GNL mis en place, le prix international du GNL déterminerait le prix du gaz de la Nouvelle‑Zélande, ce qui exposerait tant la production à partir du gaz que les tarifs de l'électricité lors des années sèches ou chaque fois que le GNL est le producteur marginal, à la volatilité des prix mondiaux du gaz (Graphique 2.7). Sans solutions adéquates de remplacement saisonnier à partir de sources non gazières, les prix du gaz continueront de déterminer les prix marginaux de l’électricité non seulement en année sèche mais, en définitive, la plupart du temps, ce qui maintiendra les prix de gros et les prix à terme à des niveaux élevés.
Pour de nombreux secteurs exposés à l’international, les prix de l’énergie corrélés au GNL seraient probablement trop élevés pour supporter la concurrence, ce qui ferait courir le risque d'une désindustrialisation rapide. L’expérience montre que le marché réagit généralement à une pénurie de gaz en attribuant le gaz au plus offrant, qui est la production d’électricité, ce qui contraint les industriels, grands consommateurs de gaz mais dépourvus de solution de substitution praticable à court terme pour la production de chaleur et les matières premières (engrais), à fermer. Les producteurs d’électricité peuvent débourser davantage non pas parce qu’il s’agit d'une activité à plus forte valeur ajoutée, auquel cas l’attribution serait efficiente, mais parce qu’ils disposent d'un pouvoir de marché qui fait défaut à l'industrie. Contrairement à l'industrie, les producteurs d’électricité de Nouvelle‑Zélande ne sont pas exposés à la concurrence étrangère et disposent d'un important pouvoir de tarification sur le marché grâce auquel ils peuvent répercuter ces coûts sur les consommateurs de l’électricité, dont l'industrie, laissant à ces derniers le choix entre renoncer au gaz et à l’électricité, ou accéder à une électricité chère et un gaz très cher.
Source : Banque mondiale ; Ember Energy Research ; emsTradepoint ; et calculs de l’OCDE.
Le soutien de l’État au GNL risque en outre d’ancrer la dépendance aux énergies fossiles et d'affaiblir les incitations à utiliser des alternatives comme la biomasse, le pompage-turbinage et la réponse de la demande. Le conflit au Moyen-Orient montre que l’introduction du GNL aggraverait la vulnérabilité déjà forte de la Nouvelle-Zélande face aux pénuries de combustibles liquides importés. En outre, elle entraînerait un risque de point de défaillance unique parce qu'il n’existe qu'un seul point d’entrée viable, à Taranaki.
Ces considérations plaident en faveur d’une utilisation du GNL, si tant est qu’il soit utilisé, comme outil de transition à court terme, et ce uniquement pour répondre aux besoins de remplacement saisonnier en année sèche. Cela implique de maintenir au plus bas les dépenses d’investissement initiales dans le gaz, le terminal et la centrale électrique, même si cela porte momentanément à la hausse le coût unitaire du gaz, et de recourir davantage au charbon si nécessaire, tout en accélérant la mise en œuvre de solutions durables telles que l’électrification de l’industrie et du transport et le développement de la production de remplacement saisonnier non gazière (Tableau 2.3). Dans le cadre du train de mesures de transition, un investissement limité dans le stockage de gaz pourrait être envisagé, en utilisant éventuellement à cette fin le gisement épuisé de Tariki, sous réserve de faire confirmer la faisabilité technique et commerciale par des études supplémentaires. En cas de viabilité d’un tel projet, le stockage de gaz permettrait de répartir dans le temps les approvisionnements en gaz plutôt que d’augmenter la consommation totale de gaz, et ainsi de traiter directement la contrainte de disponibilité de la source d’énergie qui a donné lieu à une flambée des prix au cours de l'hiver 2024. Toutefois, même si la faisabilité du projet venait à être confirmée, le stockage de gaz ne remédierait pas à la baisse à long terme de l’offre intérieure de gaz et ne saurait donc se substituer à un investissement soutenu dans des moyens de remplacement saisonnier non gaziers.
Note : Le pompage-turbinage étant une technologie de stockage, les coûts sont exprimés en MWh de puissance stockée et non en MWh de puissance installée. Les dépenses d'investissement pour la surconstruction éolienne et solaire sont très élevées parce qu’elles incluent l’investissement requis pour remplacer la production de compensation saisonnière d’origine gazière par une production utilisant les énergies renouvelables intermittentes associée à un système de stockage de longue durée par pompage-turbinage. Les estimations des coûts des centrales de cogénération utilisant la biomasse sont basées sur les données de l’EPA et de l’AIE pour les centrales de cogénération modernes à haute pression, avec des coûts d'exploitation réduits grâce à des chaînes d'approvisionnement en bois déchiqueté bien établies que l'on trouve dans les pays nordiques (EPA, 2007 ; Hansen, 2022 ; OCDE, 2025). Les estimations hautes utilisées dans la modélisation du ministère des Entreprises, de l’Innovation et de l’Emploi se rapportent aux systèmes utilisant des pellets et aux chaînes d’approvisionnement non matures du pays. L’acronyme LCOE désigne le coût moyen actualisé de l’électricité (Levelized cost of electricity en anglais).
Source : IRENA, ministère des Entreprises, de l’Innovation et de l’Emploi (2024b), Interactive Levelized Cost of Electricity Tool ; AIE (2023), Renewable Energy Market Update ; PwC (2024), National impacts report: New Zealand offshore wind industry ; Autorité de l’électricité (2024), The levelised cost of electricity ; National Renewable Energy Laboratory (2024), Offshore wind: 2024 annual technology baseline ; Hansen, M. (2022) IEA Bioenergy Task 32: Biomass combustion—Final task report 2019–2021 ; Agence des États-Unis pour la protection de l'environnement (2007), Biomass combined heat and power catalog of technologies ; OCDE (2025), OECD Economic Survey of Finland.
D'un point de vue technique, nombre de consommateurs industriels de taille moyenne pourraient basculer vers des chaudières électriques et des pompes à chaleur, mais ils sont freinés par l’investissement initial et la nécessaire mise à niveau du réseau. Un soutien ciblé, par le biais de prêts bonifiés ou d’un amortissement accéléré, peut se justifier lorsque l’électrification est appuyée par une étude de faisabilité. Les fermetures soudaines de sites industriels peuvent créer des dépendances au sentier et réduire la capacité à passer à de nouvelles industries et à procéder à de nouvelles exportations. Par exemple, l’industrie du papier et de la pâte à papier est un créateur et une source clé de savoir-faire pour la transition écologique de l’industrie de la Finlande, y compris dans le domaine des matériaux de pointe et des technologies Power-to-X (OCDE, 2025a).
Des investissements sont réalisés dans les batteries pour aider à remplacer la production gazière de pointe. Pourtant, malgré des prix élevés, aucune installation significative de compensation saisonnière de l’intermittence n’a été construite. Selon de premières estimations, une puissance de remplacement saisonnier d’environ environ 400 MW serait nécessaire pour couvrir un déficit hydraulique moyen de 1.6 TWh sur six mois en année sèche. En outre, pour décorréler définitivement les prix du gaz de ceux de l’électricité, il faudrait remplacer environ 300 MW de la production au gaz utilisée lors des années normales.
Genesis Energy assure une production d’électricité alimentée au charbon d'une puissance maximale de 750 MW à Huntly et construit actuellement une installation de stockage de 600 000 tonnes de charbon pour accroître son utilisation pendant les années sèches. Toutefois, il s'agit d'une mesure temporaire qui ne peut totalement remplacer le gaz en tant que solution de remplacement saisonnier étant donné que les centrales à charbon ne peuvent fonctionner à pleine puissance sur de longues durées sans maintenance significative, ainsi qu’en raison des contraintes liées à leur source d’énergie. Faire fonctionner Huntly à 700 MW pendant six mois nécessiterait plus de 1.2 million de tonnes de charbon, soit plus de deux fois la quantité pour laquelle est prévue la future installation de stockage, ce qui pose d’emblée les limites de cette approche. Le remplacement du gaz pour répondre aux besoins de compensation saisonnière à moyen terme nécessiterait de remplacer au moins 700 MW de production au gaz (environ 300 MW utilisés lors des années normales et 400 MW supplémentaires en année sèche) par une solution de compensation de l'intermittence à faible émissions afin de supprimer progressivement le charbon, de réduire les émissions et de décorréler définitivement les prix du gaz de ceux de l’électricité. Par ailleurs, les déficits hydrauliques peuvent être très supérieurs à 400 MW pendant plusieurs semaines lorsque les apports en eau sont particulièrement bas. Pour assurer la sécurité de l’approvisionnement à plus long terme en remplaçant totalement la production à partir du gaz, il faudrait probablement un investissement réel supérieur à 1000 MW, complété par un stockage saisonnier pour la gestion des épisodes secs prolongés.
L’absence de création de moyens de remplacement saisonnier en Nouvelle‑Zélande résulte de la faiblesse structurelle inhérente à ce type d'investissement : les bénéfices n’étant générés que lors des années sèches, dont la fréquence varie, les flux de trésorerie sont irréguliers et incertains, ce qui sape la prévisibilité pour les investisseurs qui doivent engager d'importants capitaux initiaux pour des actifs qui ne sont utilisés que par intermittence. Dans le même temps, les projets dans les renouvelables, notamment de pompage-turbinage, font face à de longues procédures de validation, bien que les délais commencent à se réduire grâce à des réformes d’aménagement prévoyant notamment des procédures accélérées. Les projets d’installations de remplacement utilisant la biomasse sont confrontés à des difficultés de coordination de l'offre de la source d’énergie, ceux basés sur la géothermie à des risques d’exploration et à une forte intensité capitalistique, et ceux basés sur le gaz à la pénurie de ressource. L’absence d'instrument de marché qui rémunérerait la flexibilité sur plusieurs semaines ou plusieurs mois fait que les porteurs de projet ne peuvent pas monétiser à l’avance la valeur du moyen de remplacement or, sans certitude quant aux revenus, ni les producteurs-détaillants d’électricité ni les nouveaux entrants ne peuvent financer de tels projets de longue durée.
Les nombreuses incertitudes entourant les projets d'investissement pourraient nécessiter de se tourner vers une solution portée par le marché, soutenue par l’État et accompagnée d’évolutions du marché telles que présentées ci-après. L'intervention de l’État, sous la forme de participations minoritaires dans des projets de production de remplacement saisonnier de source non gazière, afin d’envoyer un signal fort quant à la volonté de supprimer totalement le gaz pourrait être nécessaire pour surmonter les réticences à mettre en place de nouvelles installations de production de remplacement saisonnier non gazière et attirer les investissements du secteur privé.
Parmi les alternatives viables à l’utilisation du gaz comme source d’énergie de remplacement saisonnier figurent la biomasse, le pompage-turbinage et la géothermie. Chacune de ces options impose des arbitrages liés aux coûts, aux émissions et à la flexibilité, ce qui fait que la planification centralisée seule a peu de chance d’aboutir à un résultat efficace. La biomasse (bois) offre un équilibre potentiel entre disponibilité de la source d’énergie, émissions modérées et faible volatilité des prix par rapport au gaz (Encadré 2.3). La production de biomasse à grande échelle est menée avec succès dans certains pays comme la Finlande et la Suède et pourrait accroître la concurrence si elle est développée par des acteurs existants de l’industrie de la transformation du bois et disposant de compétences dans le domaine des chaudières. Les centrales alimentées au charbon restent bon marché et rapides à déployer, mais sont fortement émettrices de GES et exposées aux fluctuations des prix mondiaux du combustible. La géothermie peut fournir une puissance en base stable à faibles émissions, ce qui en fait une bonne solution de remplacement saisonnier, mais les coûts en capital sont élevés. La surconstruction des installations éoliennes et solaires, associée à des solutions de stockage saisonnier comme le pompage-turbinage, peut constituer une solution de remplacement zéro émissions et dimensionnable mais requiert un investissement initial très élevé.
La production d’électricité à partir du bois (biomasse) est une composante sous-utilisée mais prometteuse du mix énergétique renouvelable de la Nouvelle-Zélande. Elle pourrait contribuer à offrir une puissance de compensation de l’intermittence des énergies renouvelables et à pallier les risques d'année sèche. La biomasse obtenue à partir de sources durables, en particulier dans les unités de production combinée de chaleur et d'électricité, peut procurer une énergie de source renouvelable appelable et améliorer la résilience régionale (AIE, 2023b). Bien que la biomasse représente environ 7 % de l'approvisionnement total en énergie primaire de la Nouvelle-Zélande, elle est principalement utilisée pour produire de la chaleur industrielle plutôt que de l’électricité (MBIE, 2025b). À l'inverse, des pays comme la Finlande ou la Suède ont intégré avec succès la biomasse ligneuse dans leurs systèmes de production d’électricité et de chaleur. Plus de 13 % de l’électricité de la Finlande est produite à partir de la biomasse, généralement dans des unités de cogénération construites dans des usines de papier et de pâte à papier (AIE, Bioenergy, 2023).
La Nouvelle‑Zélande dispose d'un important potentiel grâce à ses forêts plantées d’essences à croissance rapide. La sylviculture et les résidus de la transformation du bois pourraient durablement fournir 4 millions de tonnes de biomasse par an (Scion, 2024), ce qui suffirait à produire environ 7 TWh, soit 16 % de la demande totale d’électricité. Une grande partie de cette biomasse, notamment les résidus en forêt et les produits connexes de scieries, est sous-utilisée. La Stratégie de valorisation énergétique du bois de 2025 de la Nouvelle-Zélande identifie la biomasse comme premier moyen de décarbonation de la production de chaleur et prévoit un financement modeste pour le développement de la chaîne d'approvisionnement. Toutefois, aucune feuille de route claire n’a été présentée en ce qui concerne l’augmentation de la production d’électricité. Le projet de Genesis Energy d’utiliser comme co-combustible jusqu'à 300 000 tonnes de biomasse par an à Huntly à l'horizon 2028 est très prometteur (Genesis Energy, 2025), mais un soutien plus large de l’État pourrait être nécessaire pour les projets hors producteurs-détaillants d’électricité afin de stimuler la concurrence dans le domaine de la production de remplacement saisonnier.
La prochaine étape pratique consisterait à diriger le soutien capitalistique vers les projets de généralisation de la co-génération dans les régions présentant un fort potentiel telles que celles de Kinleith, Kawerau et Whirinaki, qui disposent déjà d’infrastructures liées à la cogénération, de matières premières pour la biomasse et d'une demande de chaleur industrielle. Il existe d’autres possibilités dans l’Île du Nord et l’Île du Sud, où les excédents de biomasse et les utilisateurs industriels pourraient appuyer les systèmes de cogénération régionaux et la résilience énergétique. Un marché destiné à répondre aux besoins de sécurisation et de flexibilité de l’approvisionnement en électricité (Firming and Flexibility Market, ou FFM) (voir ci-dessous) pourrait permettre de stimuler l'investissement privé, tandis que la clarification du traitement de la biomasse au titre des SEQE soutiendrait la confiance des investisseurs. Par ailleurs, la Stratégie de valorisation énergétique du bois envisage de mobiliser non seulement les déchets mais également les éléments dont l’exportation n’est pas rentable, par exemple les rémanents des activités de coupe et d’éclaircissement et le bois endommagé par les tempêtes. Pour passer à l’échelle supérieure, il faudrait récolter les grumes de basse qualité et les résidus, les réduire en copeaux sur site et les transporter vers des plateformes régionales. Cela nécessiterait d'investir dans des broyeuses mobiles, des moyens de transport et des infrastructures de séchage afin d'assurer un approvisionnement et une qualité constante du combustible tout au long de l’année.
Moyennant un cadre de réglementation et de planification adapté, le secteur privé peut en partie aider à gérer ces arbitrages. Toutefois, il est peu probable que l’investissement dans des moyens de remplacement saisonnier puisse se faire sans lever les obstacles décrits précédemment. De fait, selon de récentes présentations aux investisseurs, trois des quatre producteurs-détaillants d’électricité n'ont aucun projet de production d’énergie de remplacement à long terme pour couvrir les années sèches, tandis que Genesis a pour principal objectif de sécuriser la disponibilité du charbon pour Huntly. Genesis a exprimé son intérêt pour l'utilisation de biomasse (déchets du bois) comme combustible en lieu et place du charbon et convenu d’une liste de conditions avec Foresta portant sur la fourniture de biomasse torréfiée, avec un objectif de 300 000 tonnes par an à l’horizon 2028. Toutefois, cette ambition est fortement tributaire de la création d’une chaîne d’approvisionnement nationale et devrait nécessiter un co-investissement de l’État au vu de l’envergure, du coût et des défis techniques du projet.
L’État a envoyé un premier signal de soutien en commençant à investir aux côtés des producteurs-détaillants d’électricité dans de nouveaux moyens de production. Pour catalyser l’offre et la concurrence, l’État pourrait diriger ses prises de participation minoritaires vers des projets de création de moyens de remplacement saisonniers de source non gazière portés par des acteurs indépendants, et apporter des changements à la conception du marché afin d’offrir une certitude quant aux revenus à long terme. Cela permettrait de stimuler la concurrence, de diversifier la propriété et d’éviter de renforcer la concentration verticale. De plus, la diversification et la multiplicité de projets permettraient de répartir le risque financier ainsi que le risque lié aux catastrophes naturelles. En raison de la nature minoritaire des participations, le marché resterait le principal déterminant des prix et de la production. D'autres instruments pourraient être utilisés pour atténuer les risques du marché, comme des appels d'offres ouverts avec mise en concurrence, un soutien décroissant limité dans le temps et l'absence de garantie d’écoulement.
L’annonce publique d'une stratégie du gouvernement visant à décorréler le marché de l'électricité de celui du gaz pourrait offrir un répit immédiat aux ménages et à l'industrie quant aux prix du gaz et de l’électricité si elle s’accompagne d'une prise de participation minoritaire de l’État dans des moyens de remplacement non gaziers. En effet, si cette stratégie est étayée par un financement substantiel, les prix déterminés par le marché tiendront immédiatement compte de la probabilité accrue d'un meilleur équilibre entre la demande et l’offre futures sur les marchés du gaz et de l’électricité. Cette conséquence se vérifiera d'autant plus si cette nouvelle puissance de remplacement saisonnier est mise à la disposition des nouveaux acteurs de la production à partir de sources renouvelables et aux détaillants indépendants étant donné que l’accès limité à la production de remplacement et aux options de flexibilité constituent la principale barrière à l’entrée. Qui plus est, le fait qu'il ne subsiste que les industriels comme gros consommateurs de gaz peut également encourager une reprise de l’exploration gazière, qui nécessite des contrats d'achat de gaz stables à long terme, contrats qui seront plus volontiers souscrits par l'industrie que par les producteurs d’électricité dont la demande se limite à la puissance de remplacement et de pointe.
Accroître la concurrence et veiller à ce que la réglementation la favorise est primordial pour abaisser les prix et améliorer le système électrique et la productivité à l’échelle de l’ensemble de l’économie (Encadré 2.4).
Pour accroître les performances sectorielles et la faible productivité agrégée de la Nouvelle-Zélande, une politique stimulant la concurrence est essentielle en ce qu’elle crée pour les entreprises une puissante incitation à innover et à réduire les coûts (OCDE, 2024a). Comme l’indiquait l’étude économique de la Nouvelle-Zélande réalisée par l’OCDE en 2024, la croissance de la productivité est fortement restreinte par la concentration importante des marchés, notamment dans les secteurs de la banque, du bâtiment et des matériaux de construction, de l’énergie et de l’épicerie. L'accès à des intrants essentiels à un prix raisonnable est limité au moyen d’accords d’approvisionnement exclusif. Les opérateurs historiques verticalement intégrés utilisent souvent leur pouvoir de marché pour réserver l’accès à des intrants essentiels des secteurs de l’énergie, du foncier ou de l’épicerie en gros à leurs branches détaillantes. Malgré quelques condamnations, qui restent rares en raison de critères extrêmement stricts et de pouvoirs insuffisants de la Commission du commerce, la pratique des prix d’éviction est très répandue dans de nombreux secteurs depuis des décennies. Ces problèmes ont été aggravés par des réglementations obsolètes dans certains domaines tels que les marchés numériques (OCDE, 2025b).
Le gouvernement a lancé des réformes importantes pour moderniser la réglementation de la concurrence, accroître la concurrence dans l’ensemble de l’économie et nettement renforcer les pouvoirs de la Commission du commerce (Tableau 2.4).
Ces mesures très attendues répondent aux recommandations antérieures de l’OCDE et se révèlent payantes. En s’appuyant sur les nouveaux pouvoirs et le mandat explicite que lui a conférés l’État, la Commission du commerce a publié des règles de conduite et renforcé ses activités d’application du droit. Elle a notamment engagé des poursuites pénales à l’encontre d'opérateur historiques du secteur de l’épicerie et infligé une amende à une grande chaîne de détaillants pour des pratiques de prix d’éviction. Elle a également engagé des poursuites contre l’entreprise dominante de matériaux de construction pour comportement anticoncurrentiel. Autre mesure importante : l’amende maximale pour infraction à la loi sur la loyauté des échanges a été relevée de 600 000 NZD à 5 millions NZD. Toutefois, elle reste très inférieure à l’amende maximale prévue en Australie, qui est d’environ 60 millions NZD, et devrait être encore augmentée si elle se révèle insuffisante pour dissuader les grands opérateurs de se livrer à des pratiques anticoncurrentielles.
La modernisation de la réglementation devrait s'accompagner d'une intensification des efforts visant à abaisser les barrières à l’entrée qui résultent de la structure du marché ou de pratiques d’opérateurs en place. Malgré l’adoption de mesures sectorielles, liées à la banque ouverte dans le secteur bancaire et aux procédures accélérées d’autorisation pour les entrants dans le secteur de l’épicerie, des barrières à l’entrée subsistent et les parts de marché des opérateurs en place ne diminuent pas. La reconnaissance mutuelle des normes, à l’instar de la réforme visant à permettre l’utilisation de produits de constructions certifiés à l’étranger, peut rapidement élargir la gamme d’intrants de haute qualité et stimuler la concurrence dans un marché où les fabricants d’intrants essentiels, comme les plaques de plâtre, sont en situation de quasi-monopole.
La reconnaissance mutuelle peut être complétée par la création de marchés d'intrants essentiels à l’échelle nationale (par ex., épicerie en gros ou électricité de remplacement), l'application de règles d'approvisionnement non discriminatoires et l'instauration de l’obligation de se conformer aux règles de conduite pour pouvoir approvisionner ces marchés. En raison de la technicité de ces règles et de la nature spécifique des marchés auxquels elles s’appliquent, il conviendrait de conférer à la Commission du commerce des pouvoirs de rédaction de codes. Plusieurs juridictions de l’OCDE confèrent aux autorités de la concurrence des pouvoirs larges pour élaborer et faire appliquer des codes dans certains secteurs, qui viennent compléter les textes traditionnels. La Commission australienne de la concurrence et de la consommation (ACCC), par exemple, a édicté des codes contraignants approuvés par le Cabinet dans des secteurs comme le franchisage et l’énergie. L’Autorité de la concurrence et des marchés du Royaume-Uni dispose désormais de pouvoirs similaires d’élaboration de règles en vertu de la loi de 2024 relative aux marchés numériques, à la concurrence et à la consommation, tandis que les autorités nordiques envisagent la création d'outils d’enquêtes de marché inspirés de cette approche. Or, la Commission du commerce néo-zélandaise n’a pas de tels pouvoirs et doit s’en remettre aux mesures résultant de décisions de justice, ce qui limite sa capacité à résoudre rapidement les problèmes de concurrence structurels. Investir la Commission de pouvoirs d’élaboration de codes à la manière de ce qui a été fait pour l’ACCC permettrait à la Nouvelle-Zélande de se conformer aux bonnes pratiques de l’OCDE et à la tendance internationale à des instruments de réglementation ex ante pour compléter l’application traditionnelle du droit de la concurrence dans les marchés concentrés et les marchés perturbés par le numérique (OCDE, 2021).
La conception du marché de l’électricité de la Nouvelle-Zélande présente de nombreuses caractéristiques conventionnelles, y compris en ce qui concerne la tarification marginale locale en temps quasi réel (Tableau 2.5). Toutefois, la structure du marché, notamment le fait qu'il soit dominé par des producteurs-détaillants d’électricité verticalement intégrés, et une concentration encore plus importante d’actifs de remplacement limitent la concurrence tant dans les marchés au comptant que dans les marchés de la couverture des prix. La restriction de l’accès à une puissance de remplacement suffisante contribue à un manque de concurrence et constitue à la fois un obstacle à l’entrée pour les indépendants et les producteurs, et la cause de l'inaccessibilité financière de l’électricité pour l'industrie.
Source : Secrétariat de l’OCDE ; New Zealand Electricity Authority ; PJM Interconnection ; United States Intercontinental Exchange ; Nord Pool (Europe) ; Electric Reliability Council of Texas (ERCOT) ; United Kingdom National Grid ESO ; Australian Energy Market Operator ; Australian Energy Regulator ; California Public Utilities Commission ; Commission de régulation de l’énergie ; Ontario Energy Board ; Ofgem United Kingdom ; et Nordic Energy Regulators.
La production et la vente au détail d’électricité sont dominées par quatre producteurs-détaillants verticalement intégrés, Genesis, Meridian, Mercury et Contact, qui représentent environ 90 % de la production totale (Tableau 2.6). Contact est une entreprise entièrement privée, tandis que les autres sont exploitées selon un modèle d’actionnariat mixte, l’État détenant une participation de 51 % et les actions restantes étant cotées à la bourse de Nouvelle-Zélande. Malgré la participation de l’État au capital, la gestion commerciale de ces entreprises se fait selon le principe de pleine concurrence. L'intégration verticale présente des avantages et des inconvénients. Au nombre des avantages figurent la discipline financière et l’efficience, en ce qu’elle évite par exemple la double marginalisation et améliore la coordination entre la production et la distribution au détail. Elle aide ainsi à protéger les consommateurs contre les chocs liés aux prix de gros et à soutenir la stabilité financière (Meade, 2021). Cependant, elle a également pour effet de limiter la concurrence et ne correspond pas aux bonnes pratiques internationales (Castle and Varriale, 2026). Les producteurs-détaillants d’électricité peuvent recourir aux prix de transfert internes pour approvisionner leurs branches de distribution au détail au coût de la production tout en maintenant des prix de gros élevés pour les détaillants indépendants. Depuis 2018, les prix de gros ont augmenté plus vite que les prix de détail, et plus de vingt petits détaillants sont sortis du marché pour des raisons tenant au prix excessif de la couverture et à la compression de leurs marges.
Note : Les données se rapportent à 2024
Source : MBIE (2024), Energy in New Zealand 2024 ; et Secrétariat de l’OCDE.
Ces problèmes de concurrence sont exacerbés par une répartition encore plus concentrée des actifs de production de remplacement. Le pouvoir de marché peut être épisodique : les portefeuilles dominés par l'hydraulique auront davantage d'influence pendant les années humides (contrôlés dans l’Île du Sud par Meridian et dans l’Île du Nord par Mercury), tandis que les portefeuilles majoritairement thermiques peuvent exercer un pouvoir lors des années sèches (contrôlés par Genesis et Contact), ce qui donne deux acteurs dominants dans chacune de ces situations. Les producteurs-détaillants peuvent utiliser ce pouvoir pour restreindre l’offre de couverture, ce qui défavorise plus encore les indépendants (Commission du commerce, 2025a).
Lorsque les lacs sont pleins ou proches de leur niveau maximal, les producteurs d'hydroélectricité devraient proposer leur électricité à prix bas pour éviter de rejeter une partie de l’eau et de perdre du potentiel de production. Or, Meridian et Mercury peuvent gérer leurs courbes d'offre de manière stratégique en retenant les volumes à prix bas et en proposant les blocs à prix plus élevé pour influer sur les prix du marché, en particulier pendant les périodes de pointe. De fait, les prix de l'offre hydraulique ne reflètent pas toujours des coûts marginaux bas durant les années humides, ce qui suggère un comportement stratégique (Autorité de l’électricité, 2025). Cette pratique contribue à des prix de gros élevés qui limitent la capacité des détaillants indépendants à être concurrentiels, surtout s'ils n'ont pas accès à des couvertures sur mesure (shaped hedges) ou à la production flexible. Le pouvoir de marché de Meridian et Mercury est également accru par leur position dominante dans la production hydraulique dans leur île respective et la capacité de transport limitée entre les deux îles.
Inversement, pendant les années sèches, la répartition des actifs confère un avantage stratégique à Genesis Energy et Contact Energy en raison de la diversification de leurs portefeuilles, qui combinent production thermique et production à partir de sources renouvelables. Lorsque les apports hydriques se raréfient, Mercury et Meridian deviennent des « preneurs de prix » et ne peuvent faire face à leurs obligations contractuelles de gros et de détail sans acheter de l’électricité au comptant à des prix élevés. En revanche, Genesis et Contact peuvent se livrer à une surenchère avec les autres utilisateurs de gaz, sécuriser la source d’énergie et distribuer la production thermique aux prix de gros élevés. L’analyse des marges dans le secteur de l’énergie menée par l’Autorité de l’électricité en 2024 confirme que les producteurs d’électricité thermique ont réalisé des marges importantes entre juillet et septembre 2024, lorsque le niveau du stock hydraulique était bas et que les prix au comptant ont augmenté.
La hausse de la demande d’électricité et le déploiement rapide de moyens de production intermittente d’origine renouvelable intensifient les problèmes liés à la structure du marché de gros. Plusieurs initiatives de l’Autorité de l’électricité et du gouvernement ont introduit des mesures qui signent des avancées importantes, comme les règles contraignantes de non-discrimination, l’accès au marché réglementé de la couverture, le renforcement des cadres de concurrence dans la distribution au détail et l'introduction de nouveaux produits de flexibilité normalisés, mais ces mesures ont surtout trait à la transparence et à l’équité au sein du marché de l’électricité au comptant (energy only market, OEM).
Ces nouvelles initiatives ne règlent pas totalement la question de la concentration structurelle des moyens de production flexible ni ne créent d’incitations à l'investissement dans de nouveaux moyens de remplacement (Energy Link, 2025). D’autres réformes seront donc nécessaires pour renforcer les initiatives existantes, dont la mise en place d'un marché officiel de la sécurisation et de la flexibilité de l’approvisionnement et la révision des règles du marché de l'électricité afin de les adapter aux technologies de production à partir de sources renouvelables intermittentes. Par exemple, alors que la part de l’éolien et du solaire augmente, les règles du marché actuelles devront peut-être être actualisées pour clarifier les obligations de performance en période de pénurie, notamment en précisant la façon dont les producteurs participant à des programmes de remplacement ou de flexibilité doivent répondre aux instructions de fourniture de puissance appelée ou assurer la disponibilité convenue. Ces règles, qui ne seraient pas liées à une technologie particulière, garantiraient que tous les acteurs, y compris les producteurs utilisant des sources d’énergie intermittentes, contribuent de manière claire et prévisible à la fiabilité du réseau une fois le FFM mis en place. Plusieurs mesures touchant aux capacités de transport entre les îles du Nord et du Sud, prévues par Transpower, viendraient compléter le FFM en réduisant la séparation régionale des prix et en limitant la capacité des producteurs dominants d’hydroélectricité à exploiter à leur avantage les contraintes de transport. Enfin, le développement du FFM pourrait encore être accéléré par des réformes supplémentaires dans le domaine de l’aménagement du territoire.
2.4.1. Créer un marché de la sécurisation et de la flexibilité de l’approvisionnement pour stimuler l'investissement dans ce domaine et abaisser les barrières à l’entrée
La conception du marché devrait se concentrer sur la flexibilité, la sécurisation de la puissance et l'innovation dans la distribution au détail, et optimiser la valeur des technologies bas carbone (IEA, 2022b). Pour supprimer progressivement la production d’énergie thermique d’origine fossile, le système a besoin de plus en plus de varier les solutions de remplacement du gaz : il lui faut des moyens de production de remplacement saisonnier (année sèche ; offre appelable sur plusieurs semaines ou plusieurs mois) et des moyens de production flexible offrant une énergie de remplacement à court terme, des installations pouvant fonctionner pendant plusieurs minutes à plusieurs heures pour gérer les périodes de pointe, les réserves, et les variations rapides de l’éolien et du solaire. La plupart des batteries et la réponse de la demande offrent ce type de flexibilité à court terme, bien que de rares accords avec des industriels (en particulier le contrat entre NZAS et Meridian) permettent des réductions de la demande sur plusieurs semaines, ce qui les rapproche des solutions de remplacement saisonnier. Étant donné que ces solutions diffèrent considérablement en termes de durée, de rareté et de caractéristiques opérationnelles, un instrument crédible fondé sur le marché doit permettre de proposer ces deux types de services de manière transparente par le biais d’une plateforme dédiée à partir de laquelle le consommateur pourrait participer grâce à des tarifs intelligents et des mécanismes de réponse de la demande. De fait, le besoin d’envoyer des signaux clairs au marché pour soutenir l'investissement dans les ressources de sécurisation et de flexibilité de l’approvisionnement se fait fortement ressentir, notamment parce que la pénétration des renouvelables augmente tandis que celle de la production thermique traditionnelle diminue (AIE, 2020).
Il existe déjà un marché informel de la sécurisation de l’approvisionnement, sous la forme d’options d’échange financier (les swaptions, qui sont des options pour conclure un contrat de couverture du prix) et d'accords bilatéraux entre producteurs-détaillants d’électricité et grands utilisateurs industriels (Energy Link, 2025). En 2025, Genesis a octroyé en exclusivité aux trois autres producteurs-détaillants d’électricité un droit d’accès sur 10 ans à 50 MW chacun d’énergie de remplacement basée sur le charbon et le gaz produite par sa centrale de Huntly, qui est la principale installation de production d’énergie de remplacement en année sèche disponible dans le pays. Ces accords sont sporadiques, opaques et restreignent l’accès des producteurs et des détaillants indépendants à une énergie de remplacement. Tout en reconnaissant leurs effets restrictifs pour la concurrence, la Commission du commerce y a fait droit au motif que les avantages pour le public (sécurité de l’approvisionnement et prix de gros moins élevés) prévalaient sur les effets néfastes pour la concurrence. Le producteur Genesis a fait observer qu'elle disposait encore de 135MW de puissance de remplacement qu'elle proposerait dans ses contrats de couverture à destination des indépendants. La Commission a indiqué qu’elle surveillerait les suites données à cet engagement mais n’en a pas fait une condition pour autoriser l'accord (Commission du commerce, 2025b). Un FMM en bonne et due forme viendrait compléter les réformes opérées en remplaçant l'approche au coup par coup actuelle par une plateforme de négociation transparente pour les services à la fois de sécurisation et de flexibilité de l’approvisionnement. Le FFM créerait des signaux-prix futurs, ce qui permettrait une meilleure couverture, appuierait la planification de l’investissement et contribuerait à limiter la volatilité des prix.
Alors que les initiatives en cours visent à améliorer l’accès aux produits de couverture et à réduire les tarifications discriminatoires, un FFM élargirait l’éventail de services de flexibilité négociables, favoriserait une fourniture dynamique de la puissance de remplacement et soutiendrait l'investissement dans la flexibilité saisonnière, un élément essentiel pour renforcer la résilience en année sèche. Du côté de la demande, un FFM permettrait la participation d'une gamme plus large de charges industrielles. La majeure partie de la réponse de la demande assurerait une flexibilité à court terme, mais la plateforme pourrait également permettre des accords à long terme avec les industriels, à l'image du contrat de la NZAS, de sorte que ces ressources rares seraient fournies de manière transparente et donneraient lieu à une rétribution en cas de réduction de la consommation sur plusieurs semaines en année sèche lors des épisodes de pénurie. De cette façon, la réponse de la demande compléterait plutôt qu’elle ne se substituerait aux ressources de remplacement saisonnier nécessaires pour gérer le risque de pénurie hydraulique. Du côté de l’offre, le FFM appuierait le processus de découverte des prix des services énergétiques de remplacement, en particulier durant les années sèches ou les périodes de pointe, et débloquerait l'investissement dans des ressources insuffisamment dotées comme le stockage à l’échelle du réseau, la production de pointe et la compensation saisonnière (par ex. production à partir de biomasse bois). Il compléterait également les réformes de modernisation du transport et de tarification progressive de la rareté en assurant la disponibilité de ressources flexibles et leur rémunération (Energy Link, 2025).
La Nouvelle-Zélande s’appuie déjà sur le marché des options et des contrats à terme d’électricité cotés à l’ASX pour la couverture à terme, avec des contrats de livraison en base et pointe qui se négocient aux nœuds de Benmore et d’Otahuhu. En 2025, l’Autorité de l’électricité a introduit un nouveau produit standardisé de couverture de la flexibilité de super pointe pour améliorer les processus de découverte des prix et la gestion des risques en périodes de forte demande et de volatilité élevée. Ce produit est venu combler une lacune dans la gamme de produits négociés à la Bourse australienne. Ces instruments, bien qu'ils aident les participants au marché à couvrir une exposition à court terme à la volatilité en période de pointe, gèrent surtout le risque de prix horaire et journalier et non le risque de pénurie hydrique de longue durée de la Nouvelle-Zélande.
Au-delà des nouveaux produits de couverture, l’Autorité de l’électricité a lancé des initiatives plus larges, avec notamment des modalités de tenue de marché pour le nouveau produit de couverture et une feuille de route pour améliorer la flexibilité de la demande industrielle. Ces mesures visent à améliorer le fonctionnement du marché à court terme et à favoriser la stabilité des prix en période de forte demande. Toutefois, elles ne remédient pas aux problèmes structurels plus profonds qui frappent le système électrique comme la concentration des actifs de production de puissance de remplacement saisonnier ou l’absence de mécanismes de tarification de la pénurie sur plusieurs semaines ou plusieurs mois.
Un FFM permettrait de combler ces lacunes. La participation à un FFM constituerait pour les producteurs-détaillants d’électricité un moyen simple de démontrer leur respect des règles de non-discrimination en fournissant un accès standardisé, transparent et égalitaire aux produits de remplacement. Sans remettre en cause l’importance d’une supervision renforcée de l’Autorité de l’électricité et d’une extension de l'accès réglementé à la couverture, la participation obligatoire à un FFM constituerait le moyen le plus efficace de réduire sensiblement les avantages procurés par l’intégration verticale et d'assurer l’équité des règles du jeu. Le FFM peut être mis en œuvre dans le cadre du programme de travail du gouvernement sur les années sèches (Action 2.5) en tant qu’instrument de marché fondé sur des options et conditionné à la performance afin d’assurer une flexibilité à long terme (du côté de l'offre et du côté de la demande).
Le FFM proposé viendrait donc compléter et non remplacer les produits de flexibilité actuels de la Bourse australienne et de l’Autorité de l’électricité. Il s’y échangerait des couvertures de la flexibilité à court terme, à l'image de ce que proposent les plateformes de flexibilité à court terme de l’Europe ou le marché en temps réel des services connexes de l’ERCOT, ainsi que des options de couverture longue durée couvrant spécifiquement le risque d’une pénurie sur plusieurs semaines ou plusieurs mois liée à des apports hydriques faibles et un stock hydraulique insuffisant. Contrairement aux marchés de la puissance européens, qui rémunèrent la disponibilité de puissance, les instruments du FFM sont fondés sur des options et conditionnés à la performance. Cette prime d'option rémunère les vendeurs pour le droit de faire appel à la flexibilité, mais les paiements au titre de l’énergie fournie ou de la réduction de la demande n’interviennent que lorsque les seuils de pénurie définis sont déclenchés (Encadré 2.5). Cela ajoute une dimension à long terme et liée à la rareté à l’écosystème de la couverture et renforce les signaux-prix en temps réel plutôt que de les contourner.
La particularité du marché FFM par rapport à d’autres marchés de la couverture serait qu’il s’y échangerait des instruments de couverture à long terme conçus pour tenir compte de la particularité saisonnière (année sèche) de la Nouvelle-Zélande. Deux exemples permettent d’illustrer ce type d'instruments.
Option de sécurisation saisonnière de la production (l’acheteur étant le détaillant indépendant) : un détaillant indépendant souscrit une option d’achat sur 10 ans portant sur 50–100 MW de puissance de remplacement saisonnier produite par une chaufferie géothermique de cogénération à partir de biomasse ligneuse. La prime d’option annuelle rémunère le producteur pour le droit d’option qu’il confère et non pour la simple mise à disposition de puissance comme dans un marché de la puissance traditionnel. L’option ne peut être exercée que lorsque les critères de pénurie de l’ensemble du système sont remplis (ex. stock hydrique d'un lac qui passe sous un centile prédéfini). Lorsqu’elle est exercée, le producteur doit assurer la fourniture au prix d’exercice convenu et s’expose à des pénalités en cas d'inexécution. Cette structure offre au détaillant une assurance contre la flambée des prix en année sèche et, au producteur, un flux de revenu prévisible lié à la rareté et non une rémunération passive liée à la puissance disponible.
Option de réponse de la demande saisonnière (l’acheteur est l’exploitant de sources renouvelables) : un nouvel exploitant d’installation éolienne ou solaire souscrit une option de réponse de la demande sur 15 ans auprès d'un gros utilisateur industriel pour 30–150 MW de charge effaçable. L’exploitant verse une prime d'option annuelle, qui rémunère le droit de faire exécuter l’effacement et non la simple mise à disposition de puissance. Cette prime pourrait dépendre en partie des capacités de télémétrie du site industriel, à savoir qu'il devrait disposer de compteurs en temps réel et de systèmes de transmission et de contrôle des données permettant à Transpower de visualiser, vérifier et valider l’effacement de la demande appliqué. Lorsque les seuils de pénurie, en général liés aux contraintes de réserve ou au déficit hydrique sur plusieurs semaines en année sèche, sont déclenchés, le fournisseur de l'option de réponse de la demande doit réduire sa consommation à une puissance convenue et reçoit un règlement lié à l'exécution conforme de l’option. L'inexécution entraîne des pénalités. L'option de réponse de la demande offre à l’exploitant de renouvelables une assurance à long terme contre la flambée des prix en année sèche, et permet à l’utilisateur industriel de monétiser une demande flexible selon des modalités analogues aux conditions des accords de réponse de la demande à long terme de NZAS.
Un FFM permettrait également de gérer directement le pouvoir de marché que les producteurs-détaillants d’électricité retirent de leur intégration verticale et le contrôle des actifs de compensation. En effet, davantage d’acteurs pourraient participer du côté à la fois de la gestion de la demande et de l'offre de remplacement, ce qui réduirait le recours aux producteurs-détaillants d’électricité. En outre, il contribuerait à supprimer l’avantage structurel dont bénéficient les producteurs-détaillants d’électricité sur les indépendants en améliorant l’accès à la puissance de remplacement, en limitant le recours aux accords bilatéraux et en renforçant la transparence des prix. Il réduirait également le pouvoir des producteurs-détaillants d’électricité qui disposent d’actifs de production thermique de retenir des contrats de couverture sur mesure en année sèche pour faire augmenter les prix. En améliorant l’accès à une offre plus importante d’énergie de remplacement, le FFM abaisserait également les primes de risque des prix de gros, ainsi que la vulnérabilité financière des producteurs d’énergie utilisant principalement l’hydraulique et des industriels en année sèche.
Le FFM appuierait en outre la décarbonation en stimulant l'investissement dans des technologies de remplacement propres telles que le pompage-turbinage, la biomasse et le contrôle intelligent de la charge, ce qui contribuerait à assurer leur fiabilité dans le contexte d'une suppression progressive de la production d’énergie thermique fossile. Pour les consommateurs, il améliorerait l’accessibilité financière et le choix. Les détaillants indépendants pourraient livrer concurrence selon des règles équitables et proposer des tarifs innovants, tandis que les ménages et les entreprises pourraient participer grâce à des appareils intelligents, la recharge des véhicules électriques et la tarification au temps d'utilisation qui récompense la flexibilité et contribue à l’équilibrage du réseau.
2.4.2. Veiller à ce que les règles de conduite des marchés soient adaptées à l’objectif de neutralité carbone
Bien que l’amélioration des règles de conduite soit une nécessité pour renforcer la concurrence sur le marché de la couverture, elles restent difficiles à appliquer dans un marché verticalement intégré. Pour accroître l'offre de couverture, l’Autorité de l’électricité a introduit en janvier 2025 un produit de couverture des super pointes. L’autorité propose de soumettre les producteurs-détaillants d’électricité à une obligation de participation assortie d'un seuil de volume minimal lorsque les volumes échangés sont trop faibles. Cette mesure sera intégrée au cadre réglementaire d’application progressive de l’Autorité de l’électricité, dont l’entrée en vigueur est prévue en avril 2026 et qui durcira les obligations de communication d'informations, créera de nouvelles règles de non-discrimination et pourrait imposer aux producteurs-détaillants d’électricité de négocier les contrats de couverture de manière transparente. Pour remédier aux problèmes liés aux prix de transfert internes et au subventionnement croisé, les producteurs-détaillants d’électricité seraient tenus de proposer aux acteurs indépendants des contrats de couverture aux mêmes conditions que celles dont bénéficient leurs branches détaillantes.
Ces réformes des règles de conduite sont essentielles pour assurer une concurrence plus équitable mais ne règlent pas pleinement la question des obstacles structurels et seront difficiles à faire appliquer. Leur effet pourrait être amplifié en corrélant le respect des règles de conduite à la participation au FFM par un principe selon lequel la participation au FFM satisfait automatiquement aux obligations de non-discrimination. Les producteurs-détaillants d’électricité pourraient toujours recourir à des contrats bilatéraux mais seraient tenus de démontrer qu'ils sont conformes aux règles de non-discrimination, ce qui opérerait un déplacement de la charge de la preuve et inciterait à la participation au FFM. Cela simplifierait l’application du droit et correspondrait davantage aux bonnes pratiques internationales en favorisant des mécanismes fondés sur le marché au lieu de recourir à une réglementation contraignante.
Les règles de conduite et le FFM agiraient de manière complémentaire pour assurer des pratiques de marché équitables et inciter à la surconstruction d'installations de production à partir de sources renouvelables qui, de l'avis de nombreux spécialistes, est essentielle pour garantir la sécurité de l’approvisionnement dans un contexte de suppression progressive de la production thermique d'origine fossile. En assurant aux nouveaux constructeurs d’installations de production de source renouvelable un accès équitable aux produits de couverture et de remplacement, les règles de conduite contribuent à réduire les barrières à l’entrée. Le FFM offrirait également un outil dimensionnable fondé sur le marché favorisant une production de remplacement d’origine renouvelable adaptée à leurs besoins (remplacement saisonnier contre le risque d’année sèche et flexibilité à court terme), ce qui réduirait le risque qu’une surconstruction des installations de production d'origine renouvelable contribue à la volatilité des prix ou au parasitisme. Ensemble, ces mécanismes soutiendraient la viabilité économique de la surconstruction dans le domaine des renouvelables et la fiabilité du système, sans nécessiter un retour à la centralisation des achats ou aux mandats d'investissement réglementés.
Une réglementation bien conçue est une réglementation qui s’adapte aux évolutions technologiques et à celles du marché (OCDE, 2012). Les règles de conduite doivent également pouvoir s’adapter à la transition rapide vers les énergies intermittentes de source renouvelable, en particulier solaire et éolienne. D'un côté, ce type de règles peut décourager l’investissement dans les renouvelables et la gestion de la demande. Les prix de détail ne reflètent pas toujours la valeur du système découlant de l’adjonction d’une production d’énergie solaire ou de la demande flexible. Les règles pourraient être modifiées pour imposer une tarification équitable à l’exportation de la production des panneaux en toiture et batteries photovoltaïques pendant les périodes de pointe. D'un autre côté, contrairement aux autres producteurs, ceux qui utilisent des sources renouvelables intermittentes (solaire, éolien, par ex.) vendent sur le marché au comptant sans obligation de fourniture. Cela crée un risque de parasitage, avec des producteurs qui bénéficient de prix élevés sans assurer une puissance de remplacement. Les producteurs de puissance appelable (hydraulique, thermique, par ex) supportent le coût d’équilibrage du système, ce qui affaiblit les signaux d'investissement et la fiabilité.
Après la mise en place d’un FFM liquide, l’Autorité de l’électricité pourrait créer une obligation de fourniture conditionnelle pour les producteurs d’énergie à partir de sources intermittentes qui interviennent sur le marché. Cette obligation contraindrait le producteur en question à fournir la quantité proposée ou à sécuriser une puissance de remplacement dans le FFM, qu'il s’agisse d'un remplacement saisonnier ou d’une flexibilité à court terme pour pallier les erreurs de prévision. L'obligation internaliserait le coût de l'intermittence et encouragerait l'investissement dans les solutions de remplacement (ex. pompage-turbinage par ex.). Le FFM constituerait également un instrument de conformité en ce qu'il permettrait aux producteurs indépendants de satisfaire à leurs obligations en achetant des contrats de remplacement saisonnier ou de courte durée et en leur évitant des pénalités pour des erreurs de prévision, tout en assurant la fiabilité.
La réponse de la demande a un rôle important à jouer dans la réduction du ratio pointe-moyenne, ce qui réduit les possibilités pour les producteurs-détaillants d’électricité de fournir leurs clients détaillants à des prix leur assurant une marge supérieure aux coûts et de réaliser des profits importants sur le marché de gros en proposant leur production gazière à coûts élevés. Plutôt que de revenir à des paiements à l’industrie en vertu d’accords bilatéraux, comme ce qui se faisait auparavant, l’Autorité de l’électricité pourrait créer un produit négociable de réponse de la demande industrielle au sein du FFM, ce qui permettrait une plus grande participation et une gestion plus efficace de la charge en pointe.
2.4.3. Renforcer les pouvoirs et le périmètre de compétences de l’Autorité de l’électricité
Pour remédier aux préoccupations soulevées par le pouvoir de marché des producteurs-détaillants d’électricité, le gouvernement a fait part de sa volonté de renforcer les pouvoirs de l’Autorité de l’électricité. L’objectif est double : améliorer la concurrence et la fiabilité, et faire en sorte que le marché de l'électricité soutienne la productivité et les objectifs climatiques de la Nouvelle-Zélande. Pour être efficaces, les régulateurs sectoriels doivent disposer de compétences larges, notamment dans les domaines de la détermination des prix et de la supervision de l’investissement, et pouvoir infliger des sanctions pour manquement aux règles (Van Langen et al., 2025). Parce que l’électricité constitue un intrant essentiel pour les transitions écologique et numérique, les régulateurs doivent pouvoir tenir compte dans leurs décisions des conséquences pour la réduction des gaz à effet de serre, la décarbonation et la biodiversité (OCDE, 2025b). L’Autorité de l’électricité joue un rôle central dans la supervision de la conduite sur le marché, de la concurrence et du respect des règles dans le secteur de l’électricité. Or, ses pouvoirs sont limités comparés à ceux d’autres grands régulateurs de l’OCDE. L’Autorité de l’électricité ne disposait pas de pouvoirs directs liés à l’application du droit au-delà de celui de modifier le Code.
Toutefois, dans une volonté de se rapprocher des normes internationales, notamment des règles appliquées en Australie, le gouvernement a élargi en janvier 2026 les pouvoirs de l’Autorité de l’électricité en cas de manquements aux règles de conduite et fortement revu à la hausse les sanctions pécuniaires encourues. Surtout, l’amende maximale n’est pas plafonnée et correspond au montant le plus élevé des trois suivants : 10 millions NZD (contre 2 millions NZD auparavant), trois fois le profit retiré du manquement, ou 10 % du chiffre d’affaires de l’entreprise. Cela permet d’assurer la proportionnalité de son montant au préjudice et de produire un effet dissuasif même pour les grands producteurs-détaillants d’électricité. Au-delà de la mise en application du droit, les pouvoirs de l’Autorité de l’électricité devraient être étendus pour lui permettre d’intégrer les questions de décarbonation et de résilience du système lors de ses activités d’élaboration ou de modification des dispositions du Code relatives aux moyens de compensation saisonnière, aux produits de flexibilité de courte durée ou aux mécanismes de réponse de la demande. Dans l’objectif de rapprocher au maximum le marché des bonnes pratiques internationales, l’Autorité de l’électricité pourrait également se voir attribuer la mission de soutenir davantage l'innovation par des bacs à sable réglementaires, à l'image de l’autorité de réglementation du Royaume-Uni (Ofgem), par exemple en ce qui concerne la réponse de la demande du côté de l’industrie.
2.4.4. Envisager des solutions structurelles, en dernier ressort
Les efforts de réforme devraient s’attacher en premier lieu à revoir la conception du marché. Si elle s’accompagne d'une mise en œuvre efficace, la révision de la conception du marché et des règles de conduite peut répondre directement aux problèmes actuels liés au pouvoir de marché qui nuisent à la concurrence et à l’accessibilité financière. La séparation des branches de détail et de production des producteurs-détaillants d’électricité entraînerait des bouleversements néfastes, notamment pour la valeur en bourse des compagnies cotées et, potentiellement, pour la réputation de la Nouvelle-Zélande auprès des investisseurs étrangers. Qui plus est, dans plusieurs pays de l’OCDE, l’expérience montre qu'il est important de préserver la diversité parmi les détaillants indépendants pour stimuler l'innovation, notamment dans la conception de tarifs intelligents, de services d’efficacité énergétique et de solutions de réponse de la demande, des domaines dans lesquels les incitations commerciales à innover sont moindres pour les producteurs-détaillants. Par conséquent, si ces évolutions, dont la création du FFM alliée à de nouvelles règles de non-discrimination et à des pouvoirs renforcés pour l’Autorité de l’électricité, ne produisent pas une hausse substantielle des investissements dans des moyens de production de remplacement, des possibilités d’entrée indépendante et de l’accessibilité financière de l’électricité, les pouvoirs publics pourront envisager à nouveau des solutions structurelles.
Les arguments en faveur du maintien de l'intégration verticale, notamment celui de ne pas désorganiser le marché, doivent être soupesés au regard de la nécessité d’assurer des marchés concurrentiels et transparents (AIE, 2022b). Il convient surtout de continuer à rechercher la bonne combinaison de nouveaux investissements alors que le système repose déjà presque entièrement sur des sources renouvelables (OCDE, 2022). L’intégration verticale est présente dans plusieurs marchés de l’OCDE, y compris en Australie et en France. Toutefois, des travaux de l’OCDE ont montré que les marchés dissociés (par ex., Royaume-Uni, Allemagne, pays nordiques) affichaient des taux de participation plus élevés de nouveaux entrants, en particulier dans la fourniture au détail et la production de renouvelables, que ceux dans lesquels l'intégration verticale est autorisée (Benatia and Kozluk, 2016). L’examen des solutions structurelles envisageables devrait également s'attacher à comparer la séparation verticale et la modification de la répartition des actifs de remplacement. En effet, la concentration des actifs de remplacement et l'insuffisance de production nouvelle d’énergie de remplacement semblent être bien plus préjudiciables pour la sécurité de l’approvisionnement que l’intégration verticale, et même exposer les grands producteurs-détaillants à un risque financier. Dans un système qui tend vers la neutralité carbone, la principale question structurelle n’est pas seulement celle de la configuration organisationnelle, mais celle de la capacité du marché à assurer une surconstruction suffisante des moyens de production d’origine renouvelable, soutenue par des moyens de remplacement adéquats et un secteur du détail dynamique et innovant. La modification de la répartition des investissements dans les moyens de remplacement se révélerait moins onéreuse et plus efficace que la séparation verticale, et mériterait que des études approfondies y soient consacrées.
La réalisation des objectifs de décarbonation, d’électrification et de sécurité énergétique de la Nouvelle-Zélande requiert des investissements importants et soigneusement conçus dans de nouvelles capacités de production d’électricité. Or, les dispositifs de gouvernance et les stratégies financières obsolètes des producteurs-détaillants d’électricité ainsi qu'un système d’aménagement d'une trop grande complexité menacent d’entraver ce processus, alors même que le pays dispose d'un potentiel important pour accroître la production d'électricité à partir de sources renouvelables.
2.5.1. Aligner les mécanismes de gouvernance et les stratégies financières des producteurs-détaillants d’électricité sur les besoins d’investissement à long terme
Les producteurs-détaillants d’électricité ont un rôle central à jouer dans la réalisation des investissements dans une nouvelle production. En 2013, lorsque leur structure d’actionnariat mixte a été décidée, les distributions élevées de dividendes étaient peu problématiques parce que la demande d’électricité était stable et les besoins d'investissement modestes. Aujourd'hui, face à la hausse de la demande résultant de l’électrification des transports, de la décarbonation de l’industrie et de la croissance des centres de données liée à celle de l’IA, il devient nécessaire de disposer de davantage de puissance de remplacement et de flexibilité saisonnière, ce qui ne pourra se faire sans modifier les mécanismes de gouvernance et les stratégies financières des producteurs-détaillants d’électricité.
Malgré des caractéristiques de gouvernance fortes, parmi lesquelles la participation de l’État à l’actionnariat, l'indépendance du conseil et la discipline commerciale, le modèle d’actionnariat mixte des producteurs-détaillants d’électricité ne correspond plus aux besoins d'investissement constatés à l’échelle du système et aux objectifs des pouvoirs publics d'assurer une électricité sûre, durable et abordable (OCDE et Banque Mondiale, 2024 ; Frontier Economics, 2025). Au regard des bonnes pratiques de l’OCDE et des grands fournisseurs internationaux de services aux collectivités, les producteurs-détaillants d’électricité de Nouvelle-Zélande présentent différentes lacunes, dont l’absence de publication d’une politique actionnariale, des ratios de distribution de dividendes élevés et un manque de compétences techniques aux conseils, notamment pour évaluer les projets d’investissement.
Les producteurs-détaillants d’électricité reversent toujours entre 90 % et 240 % du résultat net sous forme de dividendes (Graphique 2.8), soit un total de 11.8 milliards NZD sur une décennie jusqu’en 2025 et plus de 4.5 milliards USD de plus que les bénéfices nets. En 2023, ils ont distribué 1.2 milliards NZD de dividendes pour seulement 530 millions NZD de bénéfice net. Les ratios élevés de distribution des dividendes ont contraint les investissements, avec 1 NZD seulement investi dans les renouvelables pour 2.41 NZD versés sous forme de dividendes (NZCTU, FIRST Union, et 350 Aotearoa, 2023). La proposition du gouvernement de participer à une augmentation de capital pour permettre des « investissements stratégiques et rationnels d’un point de vue commercial » n’est que ponctuelle, en sus d’être fastidieuse à mettre en œuvre d’un point de vue administratif et sous-dimensionnée. Au niveau international, plusieurs entreprises de services aux collectivités dont Enel (Italie), Iberdrola (Espagne) et EDF (France) ont adopté des politiques de dividendes flexibles qui suspendent généralement leur distribution lors des phases d'investissement majeures, tandis que les entreprises publiques d’électricité des pays nordiques conservent les bénéfices pour financer des renouvelables et des mises à niveau du réseau (OCDE et Banque Mondiale, 2024). En principe, les analystes financiers considèrent comme trop élevés les ratios de distribution supérieurs à 80 % en ce qu'ils mettent en danger la santé financière des entreprises dont les besoins d'investissement sont importants (Perez and Poston, 2025).
Note : les ratios de distribution des dividendes sont calculés en divisant les dividendes par action par le bénéfice par action.
Source : Contact, Genesis, Meridian Energy et Mercury.
Les trois producteurs-détaillants d’électricité ne sont pas des entreprises détenues par l’État mais des entreprises cotées en bourse et dotées d’une structure d’actionnariat mixte. Le conseil détermine les dividendes qui seront versés selon les règles de cotation et les obligations de gouvernance. Cependant, les lignes directrices de l’OCDE recommandent que les États publient, pour les entreprises dans lesquelles ils détiennent une participation de contrôle, une politique actionnariale formelle présentant leurs objectifs stratégiques, leurs attentes en matière de dividendes et leurs indicateurs de performance. La Nouvelle-Zélande ne s’est pas dotée d'une telle politique pour ses producteurs-détaillants d’électricité d’actionnariat mixte, ce qui ne permet pas de savoir clairement si ces entreprises doivent donner la priorité à la rémunération des actionnaires ou à l'investissement dans le système (OCDE et Banque Mondiale, 2024). En revanche, certaines entreprises de services collectifs comme EDF (France) et Statkraft (Norvège) sont soumises à des règles d'actionnariat explicites qui imposent d’adapter la conduite de l’entreprise aux objectifs énergétiques nationaux. La Nouvelle-Zélande devrait s'inspirer de ces pratiques et conférer expressément à ses producteurs-détaillants d’électricité dotés d’une structure d'actionnariat mixte la mission d'œuvrer pour une électricité sûre, durable et abordable, et requérir que leur stratégie financière soit conçue de manière à tendre vers cet objectif (OCDE et Banque Mondiale, 2024). Pour ces producteurs-détaillants, l’État devrait également élaborer une Déclaration des attentes de l’État actionnaire contenant une fourchette indicative de distribution des dividendes (par ex. 60–70%), des seuils de réinvestissement et des critères de restriction temporaire des distributions lors des cycles d'investissement majeurs, tout en laissant aux conseils la responsabilité des décisions finales relatives aux dividendes (OCDE et Banque Mondiale, 2024).
Les compétences représentées aux conseils d'administration des producteurs-détaillants d’électricité d’actionnariat mixte sont variables mais, de manière générale, il y manque des administrateurs disposant d’une connaissance approfondie des systèmes énergétiques, de l'ingénierie et de la conception des marchés. Les compétences de gouvernance et financières sont bien représentées, ce qui n’est pas le cas de la capacité technique à évaluer les moyens de remplacement saisonnier, la flexibilité et la résilience en année sèche. Les entreprises internationales de services aux collectivités comme Statkraft et EDF nomment des administrateurs disposant d'une expérience dans l’ingénierie et la planification de la décarbonation (OCDE et Banque Mondiale, 2024). En 2025, deux producteurs-détaillants d’électricité dotés d’une structure d’actionnariat mixte dont les actifs de remplacement saisonnier étaient insuffisants ont enregistré une baisse importante de leurs bénéfices, ce qui a exposé tant les entreprises que l’État à un risque financier. Contrairement aux entreprises détenues par l’État, qui appliquent une procédure de désignation spécifique aux entreprises publiques, les producteurs-détaillants d’électricité de structure actionnariale mixte sont des sociétés cotées, et la désignation de leurs administrateurs se fait en application des procédures de gouvernance des sociétés ouvertes par actions auxquelles l’État prend part, en qualité d'actionnaire majoritaire, aux côtés d'autres investisseurs. Les pouvoirs publics devraient également inclure dans la déclaration sur les attentes actionnariales le profil souhaité du conseil de sorte que des compétences techniques et d’ingénierie dans le domaine de la production, de la flexibilité et de l’exploitation du réseau, et une expérience stratégique dans le financement des infrastructures et la planification de la transition climatique y soient représentées. Les évaluations du conseil et les nominations pourraient ensuite se fonder sur cette matrice de compétences sans modifier les procédures de nomination sous-jacentes (OCDE et Banque Mondiale, 2024 ; Frontier Economics, 2025).
2.5.2. Lever les obstacles liés aux règles d’aménagement du territoire
Le système d’aménagement du territoire de la Nouvelle-Zélande a constitué un frein majeur à l'investissement électrique, ce qui a nui à la réalisation des objectifs climatiques et à la performance économique. De nombreux projets de production portés par de petits ou de gros producteurs, notamment de production hydraulique et éolienne, ont subi des retards coûteux parce que la loi sur la gestion des ressources, qui est la principale loi d’aménagement du territoire de la Nouvelle-Zélande, est devenue impraticable après avoir été constamment remaniée, d'autant que les orientations définies au niveau national sont tout aussi fluctuantes. Après d’innombrables ajouts, ses dispositions couvrent désormais plus de 900 pages que les autorités locales ont le plus grand mal à comprendre et à utiliser. Ces problèmes sont exacerbés par des procédures parfois redondantes pour obtenir toutes les autorisations nécessaires à l’échelon du district, de la région, et national. Il a été estimé que la procédure de validation devrait être 50 % plus rapide si la Nouvelle-Zélande souhaite réaliser ses objectifs de réduction des émissions de GES (Moore et al., 2023). De plus, la loi sur la gestion des ressources confère des droits de recours excessifs (par ex., droit d'appel contre les constructions prévues dans les plans de district) en comparaison avec d’autres pays de l’OCDE, ce qui retarde les décisions d’aménagement (OCDE, 2024). Toute personne qui a soumis des observations sur un projet peut exercer un recours quel que soit son lieu de résidence, ce qui encourage les opposants compulsifs et favorise la manipulation du système (Infrastructure Commission, 2024). La plupart des projets requièrent de multiples autorisations d'aménagement (utilisation des sols, subdivision, rejets polluants), même lorsque les décisions de zonage spécifient déjà ce qui est acceptable. En outre, il existe plus de 1 100 types de zones pour les terrains, chaque municipalité disposant de son propre cadre de zonage.
Les pouvoirs publics ont pris des mesures importantes, notamment en établissant des procédures accélérées pour les autorisations d'aménagement et en imposant aux autorités locales un délai maximal de 12 mois pour délivrer l’autorisation nécessaire à un projet dans le domaine des énergies de source renouvelable. Ces mesures à court terme offrent une première respiration. Toutefois, une refonte totale du système est nécessaire pour soutenir des investissements durables dans la production, le transport et les technologies émergentes liées aux énergies propres. Le cadre général de l’aménagement est actuellement en phase de transition, avec deux nouveaux projets de lois présentés par le gouvernement qui ont lancé le chantier de remplacement de la loi sur la gestion des ressources. Le projet de loi sur l’aménagement et celui sur l’environnement naturel ont été adoptés en première lecture en décembre 2025, et le gouvernement a annoncé des modifications quant à la Direction nationale (nouvelle déclaration de politique nationale relative aux infrastructures, et modification de celle relative à la production d’énergie d’origine renouvelable ainsi que de celle relative aux réseaux d’électricité). La mesure dans laquelle ces projets de loi parviendront à régler des difficultés anciennes, comme la redondance des demandes d’autorisation, les disparités en matière de zonage, le manque de clarté des orientations nationales et les droits de recours trop larges, dépendra de leur conception finale, des ressources qui leur seront allouées et de leur mise en œuvre. Il conviendra donc d’étudier et de concevoir soigneusement les réglementations qui les accompagneront et les orientations nationales en matière d'aménagement, et de veiller à ce que les autorités locales soient dotées des moyens nécessaires pour les mettre en œuvre de manière efficace.
Les exemples internationaux montrent que les régimes d'aménagement sont tributaires de la disponibilité d'informations de qualité sur l’environnement, ce qui requiert d’investir dans la collecte de données, la surveillance et la cartographie du territoire afin de permettre un aménagement qui soit intégré et fondé sur des données (Pierce and Alexander, 2024). Dans le cadre de cette refonte générale, le nombre de types de zones devrait être limité à 10 à 15, le Japon en comptant 13. Il importe en outre de reprendre autant que possible la terminologie de la loi sur la gestion des ressources afin d’éviter d’encombrer le système judiciaire avec des recours portant sur l'interprétation de nouveaux termes.
References
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