lundi 9 avril 2018

Etude sur l’équilibre entre l’offre et la demande sur le réseau d’électricité

http://public.institut-energie-developpement.com

(...) " Conformément au cahier des charges du Comité Central d’Entreprise d’EDF-SA, cette étude ne s’est pas bornée à constater les risques de dégradation de la sécurité d’approvisionnement, elle a aussi porté sur l’analyse des causes, et plus particulièrement, sur l’influence de la libéralisation du marché, des politiques de développement des énergies renouvelables intermittentes et de la gestion de l’entreprise EDF-SA par l’Etat français.

Extraits

La Commission Européenne affichait l’objectif d’ouvrir le marché à la concurrence pour, selon elle, conduire à la baisse des prix pour les consommateurs. L’ouverture à la concurrence s’est faite essentiellement en déstructurant l’entreprise intégrée qu’était EDF :
  • en coupant les liens entre EDF et GDF,
  • en isolant les activités de réseau (transport et distribution)
  • en séparant l’activité de distribution proprement dite (amener l’énergie du réseau de transport jusqu’au compteur de l’abonné) de la partie « vente au client final ».
Des coûts importants, mais pour quels gains ?
La séparation entre EDF et GDF a entrainé la disparition de la plupart des services communs (services juridiques, commerciaux, informatiques, …) et avec eux la perte de tous les gains liés à la synergie entre les entreprises ainsi qu’une diminution des services offerts à leur clientèle (comme la fermeture d’un grand nombre d’agences clientèle).
Cette séparation a aussi imposé la séparation des fichiers clientèles des entreprises et donc la réalisation de nouvelles bases de données.
L’arrivée de fournisseurs alternatifs a imposé une complète modification des procédures commerciales (relève des compteurs, facturation) et la création d’un système complexe d’applications informatiques, au bénéfice des cabinets de consultants, sans parler des coûts de formation du personnel.
Il est difficile de chiffrer précisément les coûts engendrés par ces transformations, mais ils sont de l’ordre de plusieurs milliards d’euros.
Le but de toutes ces coûteuses transformations était de permettre l’apparition d’un nouveau type d’acteur, dit « fournisseur alternatif », c'est-à-dire un commercialisateur autre qu’EDF et les ELD, dits « opérateurs historiques ». Mais quelle valeur ajoutée apporte pour la collectivité ce nouvel acteur ? Une baisse du prix de l’électricité ? De meilleurs services à la clientèle ?
Les consommateurs français résidentiels ne semblent pas convaincus puisque fin septembre 2016, 9 ans après que le marché leur ait été ouvert, seulement 13,2 % d’entre eux (source CRE) avaient choisi un fournisseur alternatif. La situation est différente pour les clients non résidentiels puisque si seulement 17,0% d’entre eux avaient, à la même date, quitté leur fournisseur historique, ces 17,0% représentent 36,4% de la consommation non résidentielle (ce qui s’explique par le fait que parmi ces sites, figurent les sites électro-intensifs). Cette différence a été provoquée par la possibilité pour ces clients de bénéficier de l’Accès Régulé à l’Électricité Nucléaire Historique en se déclarant fournisseur alternatif (voir paragraphe 2-3-4), ce qui leur a permis de payer l’électricité à un prix largement inférieur à son coût de production.



2.2 Les nouveaux acteurs du marché
2.2.1 Le régulateur du marché : La Commission de Régulation de l’Énergie
Une nouvelle entité, la CRE (Commission de Régulation de l’Énergie) a été créée dès 2000 pour « veiller au bon fonctionnement du marché du gaz et de l’électricité et arbitrer les différends entre les utilisateurs et les divers exploitants ». Cette entité a le statut d’autorité administrative indépendante et est financée par le budget de l’Etat.
Des organisations équivalentes existent dans tous les pays de l’Union Européenne. Elles sont coordonnées par l’ ACER (Agency for the Cooperation of Energy Regulators). L’ACER est un organisme officiel faisant partie intégrante de l’administration européenne et chargé de l’intégration des différents marchés européens.
Les différents régulateurs participent également à l’activité du CEER (Council of European Energy Regulators) qui fonctionne sous un statut associatif (donc sans responsabilité dans l’élaboration des textes législatifs). Le CEER se considère comme le porte-parole des régulateurs.
Les régulateurs ont donc pour but de faire respecter les règlements de l’Union Européenne dans leurs pays respectifs. L’ U. E. les souhaiterait totalement indépendants de leurs gouvernements et déplore que ce ne soit pas le cas dans tous les pays. En France, la CRE voit son pouvoir accru. Ainsi, depuis le 8 décembre 2015, elle a acquis le pouvoir décisionnel sur les tarifs réglementés alors qu’auparavant, elle ne pouvait que faire des propositions au gouvernement qui prenait la décision. Ce pouvoir devrait s’accroître dans les années à venir puisque la Commission Européenne a publié en novembre 2016 de nouvelles directives donnant la prépondérance à l’Europe par rapport aux gouvernements nationaux.
Il est important de souligner que la sécurité d’approvisionnement ne figurant pas dans les objectifs de l’Union Européenne, les régulateurs n’ont aucune responsabilité en cette matière. C’est le gouvernement français qui en porte la totale responsabilité, mais qui a très peu de pouvoir, puisque l’organisation du marché est soumise à la règlementation européenne.
2.2.2 Les fournisseurs
Le fournisseur est l’acteur chargé de la commercialisation de l’énergie auprès des clients finals.
Avant l'ouverture du marché, les activités de distribution et de fourniture n’étaient pas distinguées et elles étaient assurées par EDF et les ELD. Avec la séparation imposée entre les deux activités, le nombre de fournisseurs s’est multiplié. C'était d'ailleurs une des finalités de l'ouverture du marché, si ce n'est la finalité principale : faire apparaître de nouveaux acteurs concurrents d'EDF sur la fonction « fournisseur ».
Pour alimenter ses clients, un fournisseur doit :
  • d’abord se procurer de l’énergie. Pour cela, il peut :
  • utiliser sa propre production s’il est aussi producteur,
  • passer un contrat de gré à gré avec un producteur ou par l’intermédiaire d’une plate-forme d’intermédiation,
  • passer par l’Accès Régulé à l’Électricité Nucléaire Historique (ARENH),
  • acheter dans une des bourses européennes,
  •  éventuellement réserver des capacités d’interconnexion, s’il veut passer des contrats à terme au-delà des frontières françaises,
  •  se procurer (à partir du 1er janvier 2017) les garanties de capacité de production ou d’effacement correspondant à son périmètre de clientèle,
  • éventuellement, se procurer des certificats d’origine s’il veut vendre de l’électricité certifiée « verte » à ses clients,
  • réaliser des actions d’efficacité énergétique chez des consommateurs ou échanger des certificats d’économie d’énergie.
Le fournisseur facture ses clients en utilisant les données de relève de compteur qui lui sont adressées par RTE, ENEDIS ou l’entreprise locale de distribution du secteur.

[...]

2.3.3 L’Accès Régulé à l’Électricité Nucléaire Historique (ARENH)
Le dispositif ARENH a été créé en 2011 par la loi NOME (Nouvelle Organisation du Marché de l’Électricité). Il a été créé pour satisfaire la Commission Européenne qui s’impatientait devant la mauvaise volonté que mettaient les consommateurs français à quitter EDF. Le dispositif permet à tous les fournisseurs alternatifs alimentant des consommateurs finals (résidant sur le territoire métropolitain continental) ou des gestionnaires de réseaux pour leurs pertes d’avoir accès à l’électricité nucléaire historique à un prix inférieur à celui du marché de gros. Le dispositif s’applique jusqu’en 2025.
A sa création, en 2011, ce dispositif coexiste avec celui des VPP (Virtual Power Plants) imposé à EDF en 2001 par la Commission Européenne, suite à sa prise de participation dans EnBW. EDF mettait en vente sous forme d’enchères une partie de sa production (5400 MW en 2001) afin de faciliter l’accès de ses concurrents, fournisseurs alternatifs, à sa production.
La justification politique qui est donnée pour justifier l’ ARENH est de considérer qu’EDF est favorisée par rapport à ses concurrents en ayant accès aux moyens de production nucléaire qui ont été payés par ses abonnés avant l’ouverture du marché et qu’il faut donc rétablir une « juste concurrence ».
La liste des acteurs ayant un accord cadre n’étant plus actuellement disponible sur le site de la CRE, la liste fournie en page suivante date de 2015. En principe, l’énergie achetée dans le cadre de l’ ARENH est destinée à des consommateurs finals français, mais on remarque que les fournisseurs qui en profitent ne sont pas tous hexagonaux.
Le volume d’énergie accordé à chaque fournisseur est déterminé en fonction de la consommation prévisionnelle sur son périmètre durant les heures de faible consommation d'électricité sur le territoire métropolitain continental et selon des modalités définies par décret. Le volume total maximal est de 100TWh, soit environ un quart de la production nucléaire. La durée des accords-cadres est d’un an.
Le prix de l’ ARENH comprend la garantie de capacité, ce qui représente aussi un manque à gagner pour EDF (voir 3.3).

[...]

3.1.4 L’influence de l’introduction de produits subventionnés sur le prix du marché « J-1 »
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Pour favoriser le développement des énergies renouvelables, EDF et les ELD (Entreprises Locales de Distribution) sont, par la loi, obligées de les racheter à un prix très avantageux pour leurs producteurs (si ceux-ci en font la demande, mais très peu s’en abstiennent). Cette dépense étant ensuite compensée par les consommateurs dans le cadre de la CSPE (Contribution au Service Public de l’Électricité), cette énergie arrive sur le marché à un coût marginal très bas et se place donc en amont de toutes les autres offres de vente classées par prix croissant.
Deux effets conjugués se produisent alors :
  • une baisse du prix d’équilibre, c'est-à-dire du prix du marché,
  • une diminution du volume des ventes des producteurs non subventionnés.
Ces deux effets pénalisent fortement ces producteurs non subventionnés. De nombreuses centrales thermiques ont été fermées ou vont l’être prochainement dans différents pays d’Europe Occidentale, parce que devenues non rentables. Or, ces centrales sont absolument nécessaires dans les périodes de pointe de consommation alors que la production éolienne est aléatoire. Ce subventionnement des énergies renouvelables met gravement en péril la sécurité d’approvisionnement en période de forte consommation.

3.1.5 Les prix négatifs
Les prix deviennent négatifs lorsque la production des éoliennes (que de par la loi, on ne peut pas arrêter, ni même moduler) devient trop importante par rapport à la consommation. Dans cette circonstance, la bourse autorise des offres à prix négatif (c'est-à-dire que ce sont les producteurs non subventionnés qui payent le consommateur pour qu’il consomme !).
Cela devrait conduire les producteurs à arrêter de produire mais, rationnellement, ils comparent les coûts engendrés par l’arrêt et le redémarrage de leurs centrales avec le coût de revente de leur énergie à des prix négatifs. Et, souvent, il revient moins cher de garder une centrale ouverte que de la fermer et de la redémarrer quelques heures plus tard.
Les prix négatifs sont rares en France, mais n’ont rien d’inhabituel en Allemagne et en Espagne qui ont développé l’éolien.
La Commission Européenne, les gouvernements et les régulateurs d’Europe Occidentale, les organisateurs des différents marchés ne reconnaissent pas le préjudice que subissent les producteurs non subventionnés et finalement, les consommateurs.
La communication que fait la bourse EPEX Spot sur les prix négatifs en est un bon exemple :

Les prix négatifs vus de la Bourse EPEX SPOT
Les prix négatifs ne sont-ils pas fatals aux producteurs ?
Non. Les prix négatifs sont un signal, un indicateur pour les membres de marché. Si les producteurs décident de maintenir leur production, c’est qu’ils ont calculé que c’est le mieux et le plus rentable compte tenu des coûts de fermeture et de réouverture de leurs centrales. De plus, les prix négatifs incitent les producteurs à développer des moyens de production plus flexibles capables de réagir plus efficacement aux fluctuations de la production d’énergie, afin d’augmenter la sécurité d’approvisionnement et d’éviter la survenue de prix négatifs.
Les prix négatifs sont-ils un avantage pour les consommateurs finaux ?
Les prix des marchés de gros sont le miroir des fondamentaux de marché et de l’évolution de l’offre et de la demande. Les bourses de l’électricité telles qu’ EPEX SPOT fournissent un signal de prix transparent et sûr aux acteurs des marchés de gros. Pour savoir si les prix de gros négatifs influencent les prix pour le consommateur final, vous pouvez contacter les fournisseurs d’électricité.
Y a-t-il un moyen de réduire ou d’empêcher qu’il ait des prix négatifs ?
La liquidité, basée sur une offre et une demande élargies, est la clé pour réduire la survenue de prix négatifs. C’est là qu’entrent en jeu les solutions de négociation transfrontalière. Sur le marché Day-Ahead, le couplage de marché offre une solution : utiliser de manière optimale les capacités transfrontalières entre deux marchés ou plus. Grâce au couplage de marché en Nord Ouest Europe (NWE - North-Western Europe), entre la France, l’Allemagne, le Benelux, la Grande-Bretagne et les pays nordiques et baltes, les prix négatifs ont été, soit absorbés, soit évités. Par exemple, en cas de prix bas ou négatifs en Allemagne, la France, la Suède, le Danemark et le Benelux importeront de l’électricité jusqu’à ce que la capacité transfrontalière soit complètement utilisée ou que les prix convergent.
Source : Epexspot

3.2 Les effets de l’injection d’électricité renouvelable intermittente subventionnée
3.2.1 Le surcoût payé par les consommateurs
Ce surcoût est facile à identifier car il correspond à la différence entre le tarif de l’obligation d’achat et le prix du marché spot, c'est-à-dire à la compensation qui est due à EDF et aux ELD à ce titre et qui est incluse dans la CSPE.
Le cumul des compensations uniquement pour l’obligation d’achat du photovoltaïque et de l’éolien en France continentale8 se monte à 14,1 Md€ courants sur la période 2003-2015.
Les conditions tarifaires que même la CRE juge excessives, évoluent, mais les contrats passés avec les producteurs de renouvelables ayant des durées de 15 à 20 ans, les montants vont mécaniquement augmenter jusqu’à ce que les contrats des installations existantes viennent à échéance.
La CRE a estimé les charges prévisionnelles totales pour 2017 à 8,005 Md€ dont 71% soit 5,68 Md€ concernent les subventions aux énergies renouvelables.
Avec l’hypothèse d’une augmentation annuelle de 400 MW de photovoltaïque et de 1000 MW d’éolien terrestre, la CRE a calculé en 2014 un montant cumulé de 32 Md€ pour le photovoltaïque et de 2,7 Md€ pour l’éolien terrestre sur la période 2014-2015. En ce qui concerne l’éolien en mer, la CRE a seulement chiffré le coût global pour la CSPE des deux projets en cours représentant 3000 MW à 38Md€.
Avec ces hypothèses, le montant serait de 75,7 Md€ pour la période 2014-2025.
Or la politique actuelle (telle que décrite dans la PPE 2016) est beaucoup plus ambitieuse que les hypothèses de la CRE. Par exemple, pour le photovoltaïque l’objectif est d’atteindre en 2030 24,1 GW, pour cela, il faudrait installer tous les ans 1200 MW et non 400 (sans tenir compte de l’obsolescence du parc et de son renouvellement).
Il est important de noter que :
  • tous les consommateurs ne sont pas égaux devant la CSPE : fixée au 1er janvier 2016 à 22,50€/MWh y compris pour les bénéficiaires du tarif de première nécessité, les consommateurs électro-intensifs bénéficient de tarifs compris entre 0,5€/MWh et 7,5€/MWh,
  • la CSPE ne permet pas de compenser complètement EDF. Fin 2015, le déficit de compensation était de 9,70 Md€ (dûs à EDF par l’Etat),
  • fin décembre 2015, le mode de financement de la CSPE a été modifié. Elle ne sera désormais plus uniquement prélevée sur l’électricité.
8 L’analyse ne prend en compte que l’éolien et le photovoltaïque produits en France continentale. L’éolien et le photovoltaïque produits dans les zones zones non interconnectées se substituent à une production basée sur des combustibles fossiles et leur utilité n’est pas contestable.

3.2.2 Les pertes pour les producteurs
Il a été montré que l’injection d’énergie à coût marginal nul avait deux conséquences pour les producteurs d’énergie conventionnelle (thermique, nucléaire et hydraulique) : un effet « volume » et un effet « prix ». Ces effets, bien visibles, sont néanmoins difficiles à quantifier.
Une étude menée par deux chercheurs du CREDEN (Centre de recherche en Économie et Droit de l’Énergie) de l’Université de Montpellier, Jacques Percebois et Stanislas Pommeret, ont réalisé l’étude pour l’année 2015 en utilisant les données du RTE et de la bourse EPEX Spot. En utilisant des méthodes statistiques, ces chercheurs ont modélisé le prix spot et mis en évidence l’impact de la consommation et des énergies intermittentes injectées (éolien ou photovoltaïque).
Les résultats font apparaître que l’élément déterminant dans la formation du prix spot est le niveau de consommation, mais aussi que l’injection d’une quantité, même faible, d’énergie intermittente fait chuter de façon sensible le prix spot.
Ce modèle a été permis de déterminer les « manques à gagner » des producteurs conventionnels :


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Les grands gagnants de ce fonctionnement sont, bien sûr, les producteurs d’éolien et de solaire. Néanmoins, dans de nombreux cas, en particulier pour le photovoltaïque résidentiel, les gains reviennent essentiellement aux banques qui ont proposé des prêts adéquats aux producteurs. Sont gagnants également les intermédiaires (fournisseurs et tradeurs derrière lesquels se trouvent des financiers) qui ont profité de l’effet d’aubaine. Une partie de ces gains des fournisseurs a sans doute été répercutée sur leurs tarifs, donc a profité aux consommateurs. Elle est difficile à chiffrer précisément, mais lors de la communication des comptes 2015, Direct Energie a communiqué sur une: « progression de 23,4% de la marge brute qui s’établit à 148,5 M€ sous l’effet d’une stratégie d’approvisionnement qui a été adaptée pour profiter de la baisse des prix du marché de gros ». Sont perdants, bien sûr, les consommateurs astreints au paiement de la CSPE.
Mais les grands perdants sont les producteurs conventionnels qui sont obligés de vendre à un prix qui ne leur permet pas d’assurer la maintenance et le renouvellement du parc de production. D’où les difficultés qui seront détaillées au chapitre 5.
L’étude de J. Percebois et S. Pommer et est disponible sur le site du CREDEN.
Pour compléter cette analyse, il est nécessaire d’évaluer les « manques à gagner » des producteurs sur toute la période 2003-2015. Sauf à refaire l’étude menée par le CREDEN sur chaque année, il est difficile de donner une estimation précise. De plus, d’autres facteurs de « manque à gagner » comme la mise en oeuvre du dispositif ARENH sont intervenus. Toutefois, le montant annuel de la composante « obligation d’achat de l’éolien et du solaire en France continentale » semble un bon indicateur pour ces pertes que l’on peut estimer supérieures à 15 Md€ pour la période 2003-2015.
Nota : les grandes entreprises de production électrique comme EDF et Engie ont investi dans la production de renouvelables intermittentes. EDF Energies Nouvelles est la filiale à 100% d’EDF qui regroupe ces activités. En 2016, son EBITDA (résultat avant frais financiers, impôts, dépréciations et amortissements) a été de 918 M€ et le résultat net de 306 M€, mais ces chiffres ne concernent pas que les activités en France et donc ne peuvent pas être rapprochés des pertes.
3.2.3 Conclusion
Les subventions accordées aux énergies intermittentes en France continentale ont coûté à la communauté de l’ordre de 30 Md€ pour la période 2003-2015, entre les subventions versées aux producteurs d’ ENR et les pertes des producteurs conventionnels qu’il faudra bien compenser pour assurer la sécurité d’approvisionnement.
Fin 2015, le parc français disposait 10 GW d’éolien et de 6 GW de photovoltaïque qui ont produit 5,3% de la production française. La Programmation Pluriannuelle d’Énergie a fixé l’objectif (peu vraisemblable) d’augmenter de 50% le rythme de développement des énergies renouvelables, ce qui conduirait à 36,6 GW d’éolien (dont 9 GWh en offshore) et 24,1 GW de photovoltaïque avant 2030.
Dans les conditions actuelles de fonctionnement, et même si le coût des renouvelables et leur subventionnement baissent, ce développement se ferait au détriment du parc de production conventionnelle. Or, sauf à développer un stockage permettant de compenser les périodes où les énergies intermittentes sont insuffisantes, il faut assurer l’équilibre offre/demande en tout instant, même les soirs sans vent, ce qui ne peut être fait que par des moyens pilotables dont une partie en moyens de pointe (hydraulique de lac et thermique). Il serait donc nécessaire d’ajouter au coût des renouvelables, celui de leur backup.

De plus, si le développement de l’éolien et du photovoltaïque est justifié dans les pays où la production électrique se fait essentiellement à partir d’énergies fossiles, en France où la production d’électricité est largement décarbonée grâce au nucléaire (qui n’émet ni gaz à effet de serre, ni particules fines), cela conduit plutôt à augmenter la consommation d’énergies fossiles (en particulier, du gaz) pour pallier l’intermittence des renouvelables.
[...]
Les productions fatales (éolien et photovoltaïque) dépendent uniquement des conditions climatiques. Leur productivité est exprimée par leur facteur de charge, c'est-à-dire le rapport entre leur production réelle et leur production maximale théorique si elles fonctionnaient à pleine puissance toutes les heures de l’année. En 2016, le facteur de charge moyen de l’éolien a été de 21,7% et celui du solaire de 14,3%.
capture d'écran


Etude complète
http://public.institut-energie-developpement.com/_docs/actus/Fichier-35-2.pdf

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