03/09/2019
En résumé, on se dirige vers un marché dans lequel on retrouvera un petit nombre de vendeurs/ mastodontes,TOTAL, ENGIE, EDF1 et 2, face à une multitude d'acheteurs. Le tout régulé par des contrats de Long terme (LT). Le marché ne jouant qu'un rôle marginal. C'est ce que l'on nomme un oligopole, comme le marché de l'automobile, des ordinateurs, etc.
Pourquoi des contrats de Long terme (LT), prix garantis, Power Purchase Agreement (PPA), etc...?
Parce que le marché européen actuel, dit energy only, ne permet pas aux moyens de production, anciens et nouveaux, de vivre.
Lire
Etude UFE-BDEW "Energy transition and capacity mechanisms : A contribution to the European debate with a view to 2030"
En fait les ENR intermittentes viennent détruire la belle construction du marché. Comptabilisées en moyenne pour ~~20% de leur capacité installée, elles peuvent produire plus, bien entendu : mais alors... les prix s'effondrent, voir les phénomènes de prix négatifs sur le marché.
De plus, elles détruisent la rentabilité des moyens de production classiques, nucléaires ou thermiques fossiles, en leur "piquant" de la production, en abaissant le prix du MWh, dumping, et en les obligeant à maintenir des moyens de production pour assurer leur backup.
Le backup sert à assurer à tout moment l'équilibre en puissance entre offre et demande, indispensable à la stabilité du réseau, pas de black-out. La vraie rareté en électricité est la puissance, pas l'énergie. CQFD.
Le backup est donc stratégique et non rentable actuellement. Les moyens classiques, nucléaire ou thermiques fossiles, sont en effet absolument indispensables tant que l'on a pas de stockage de masse ou de capacité de moduler la demande. Et ce n'est pas demain la veille.
Dès lors, pour assurer la rémunération correcte de la production, deux solutions se présentent :
-Créer un marché de la puissance, capacity market, reflet du fait que la puissance est la vraie rareté en électricité, avec une vraie concurrence entre les diverses technologies. C'est ce qui a été fait en France avec le marché de capacité sans le critère climatique, intégré indirectement via les mécanismes complexe et, peu efficaces du marché carbone. Mais on sent bien que cela ne satisfait pas les acteurs, y compris EDF.
Ils préfèrent les contrats de long terme ou assimilés, prix d'achat garantis, PPA, contract for difference (CFD)... qui sont la deuxième gamme de solutions.
L'argument de la complexité du marché de capacité est souvent avancé, mais en fait, les acteurs préfèrent une mise en concurrence filière par filière. On pourrait intégrer directement un critère CO2 dans le marché de capacité... Mais, ne rêvons pas. Danger !
En effet, cela évite des mises en concurrence entre technologies permettant de comparer les coûts de production, voir celui de la tonne de CO2 évité. Les ENRi seraient alors les grandes perdantes en France, et le gaz aussi, voir ci-dessous l'importance de cette remarque.
Un consensus existe pour raisonner par filière. Et s'il y a mise en concurrence pour les contrat de LT c'est filière par filière, sans mélanger les genres ! Par exemple, pour les appels d'offres (AO) éolien en mer, qui est différencié de l'éolien terrestre.
Par choix, je n'ai pas abordé le thème de l’hydraulique. L’hydraulique a été une bataille, Compagnie nationale du Rhône (CNR). Pour en dire un mot, il me semble que EDF et ENGIE n’ont pas intérêt à la mise en concurrence des concessions.
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