Stockage massif de l énergie: un impératif pour réussir le mix énergétique de demain?

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1 Centre de Recherche en Economie et Droit de l Energie Stockage massif de l énergie: un impératif pour réussir le mix énergétique de demain? Quelques éléments de prospective en matière électrique Jacques PERCEBOIS Directeur du CREDEN (Art-Dev UMR CNRS 5281) Professeur à l Université de Montpellier I 31 janvier 2013 Panorama 2013 IFP Energies nouvelles

2 SOMMAIRE I LES ENJEUX ECONOMIQUES DU STOCKAGE DE L ENERGIE II LE STOCKAGE DE L ELECTRICITE, UNE SOLUTION A DEUX PROBLEMES: l intermittence des renouvelables et l existence de prix négatifs

3 SOMMAIRE I LES ENJEUX ECONOMIQUES DU STOCKAGE DE L ENERGIE II LE STOCKAGE DE L ELECTRICITE, UNE SOLUTION A DEUX PROBLEMES: l intermittence des renouvelables et l existence de prix négatifs

4 Pourquoi faut il stocker l énergie? 1) Raison réglementaire (stocks pétroliers dits stratégiques) 2) Raison technique (variabilité d une demande aléatoire, cas du gaz que l on stocke en été et déstocke en hiver; les contrats de gaz àlong terme prévoient que c est l importateur qui ajuste l offre àla demande car les livraisons de gaz sont relativement constantes tout au long de l année) 3) Raison économique (anticipation d une hausse des prix futurs) Alternative: couverture via des produits dérivés: forwards, futures, options, swaps). Pour le pétrole comme pour le gaz (qui se stockent) le coût du stockage doit être comparé au «spread» des prix entre les diverses périodes (préférer un approvisionnement au fil de l eau sur le spot si le «spread» est faible) MAIS L électricité ne se stocke pas (sauf via des barrages de retenue) de sorte que la capacité électrique installée doit être au moins égale àla demande de pointe si on veut éviter la défaillance (coût élevé du kwh défaillant)

5 Nécessité d une différenciation horo saisonnière des tarifs de l électricité, faute de stockage Un constat: l électricité ne se stocke pas d où la mise en place d une tarification fondée sur les coûts marginaux (différenciation horo saisonnière selon le «merit order» car les coûts varient fortement d un équipement àl autre en fonction du facteur de charge). Une bonne tarification permet de faire des économies d investissement. L électricité est plus coûteuse à produire aux heures de pointe donc le prix doit être plus élevé aux heures de pointe Une tarification progressive ne règle pas le problème: le coût de production n est pas fonction de la quantité consommée (ce qui peut être le cas avec l eau ou le gaz) mais de la période à laquelle se fait l appel de puissance (certes on peut envisager un malus si on veut éviter le gaspillage)

6 Les solutions alternatives au stockage de l électricité: accroître la capacité installée ou réduire la demande 1 Quelle solution alternative au stockage du côté de l offre? Le marché de capacité prévu par la loi NOME prévoit que chaque fournisseur doit détenir une capacité à hauteur de la consommation de ses clients durant la pointe (éventuellement via aussi un portefeuille de clients effaçables). Sanction en cas de non respect de cette disposition. On peut aussi construire des «Steps» (stations de pompage de l eau) 2 Quelle solution alternative au stockage du côté de la demande? (marché de l effacement d où l intérêt des smart grids pour une tarification en temps réel incitative) 3 Le stockage permettrait d accroître le facteur de charge du parc (sous utilisé aux heures creuses) et surtout supprimerait les deux problèmes liés à l intermittence des énergies renouvelables: «prix négatifs» et coût du «backup»

7 Solution 1 Le stockage, solutions possibles (1/2) 1 les «STEP» (stations de transfert d énergie par pompage) mais leur rentabilité est freinée aujourd hui par le faible «spread» entre heures pleines et heures creuses sur le marché spot européen; le rapport Baseload/Peakload est proche de 90%) 2 le recours massif à l hydrogène issu de l électrolyse ou le recours àla méthanation (production de méthane de synthèse; on combine la production d hydrogène avec des process de capture du CO2); on couple les réseaux électriques et les réseaux gaziers(cf projet allemand «power to gas») 3 le stockage mobile d électricité via les véhicules électriques dans les systèmes dits V2G pour vehicle to grid

8 Solution 2 L effacement du côté de la demande 1 les smart meters et smart grids permettront demain d informer le client en temps réel du prix de l électricité (d où une adaptation instantanée de la demande en période de pointe) mais surtout permettront de programmer l arrêt de certains appareils utilisateurs (cf congélateurs ou radiateurs) 2 les problèmes de congestion sur certains réseaux pourront également être réglés via cette gestion «intelligente» (cf PACA ou Bretagne) 3 Problèmes : quid du partage des gains entre le fournisseur, le gestionnaire de réseaux et le client? Quid de la péréquation spatiale des tarifs?

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10 II. 1 Le stockage, solution au problème du «back up» des renouvelables 1 Les énergies renouvelables (éolien et solaire) sont intermittentes d où la nécessité de prévoir une solution de «back up» (centrales àgaz en général) 2 La priorité donnée aux renouvelables engendre un effet pervers sur le merit order: l électricité éolienne et solaire est comptabilisée pour zéro (achat hors marché) car elle est considérée comme une production fatale et elle engendre une translation vers la droite de la courbe d offre ce qui entraine un prix d équilibre sous évalué (le prix n est plus «costreflective») 3 du coup les centrales de pointe sont pénalisées d autant que le prix du gaz a tendance às accroître en Europe puisqu il est indexé sur le prix du pétrole, contrairement aux Etats Unis. Les CCCG sont victimes d un «effet de ciseau»

11 Eléments àne pas sous estimer 1) le coût complet du kwh sortie centrale ne représente que 40% du prix TTC payé par le consommateur domestique: 35% pour les réseaux de transport et distribution et 25% pour les taxes et la CSPE (subventions aux renouvelables et péréquation spatiale des tarifs). Le niveau de la CSPE croît et devrait encore croître 2) il faut prendre en compte le coût du «back up» pour les renouvelables (non pris en compte ici dans le Rapport Energies 2050 ni dans celui de la Cour des Comptes) Le World Energy Outlook de l AIE (2011) a évalué le coût du «backup» entre 5 et 25 euros/mwh: coûts de capacité de secours (3 à5 euros/mwh), coûts d ajustement pour compenser les fluctuations de réseaux (1 à7 euros/mwh) et coûts de raccordement et de renforcement du réseau (entre 2 et 13 euros/mwh). Rappelons qu en 2012 le prix TTC payé par le consommateur domestique français est en moyenne de 130 euros/mwh (contre 240 en Allemagne). D où la question: existe t il un seuil maximal d ENR raccordable au réseau (30%)?

12 Structure de la Contribution au Service Public de l Electricité (CSPE) en 2013 (charges prévisionnelles selon la CRE) CSPE fixée à4,5 euros/mw en 2010, à9 euros en 2011 puis 10,5 en 2012 La CRE prévoit 7,2 milliards d euros en 2013: 5,1 milliards au titre de 2013 et 2,3 milliards de régularisation (rappel: prix TTC du MWh pour un client domestique 134 euros soit 13,4 centimes d euro/kwh en moyenne) Charges de service public En % (100%) Soutien aux énergies renouvelables 59% (dont 41% pour le P.V. 11% pour l éolien et 7% pour les autres ENR) Péréquation spatiale des tarifs dans les ZNI (Corse, DOM etc) 28% Cogénération 10% Dispositions sociales (TPN) 3%

13 Les objectifs nationaux en matière d ENR Objectif de 23% d énergie renouvelable dans la consommation totale d énergie en France àl horizon 2020 (éolien, photovoltaïque, hydraulique, biocarburants) Objectif national en 2020: MW d éolien terrestre, MW d éolien off shore, MW de P.V. Situation en 2012 en France pour l éolien MW d éolien on shore (système des prix garantis: 82 euros/mwh pendant 10 ans puis entre 28 et 82 pour les 5 années suivantes) Appel d offre pour 3000 MW d éolien off shore lancé en 2011 (EDF Alstom a remporté 3 des 5 champs, Fécamp, Courseulles sur Mer et St Nazaire; nouvel appel d offre prévu pour le site du Tréport; centrales opérationnelles en 2015) (réponses entre 150 et 180 euros/mwh) France àla 3 ème place en Europe derrière l Allemagne ( MW et l Espagne avec MW) Régions: Picardie, Centre, Languedoc Roussillon, Champagne Ardenne, Bretagne, Lorraine,. Situation en 2012 en France pour le P.V MW de P.V. (système des prix garantis variables selon qu il s agit du bâti ou du non bâti; prix très rémunérateurs; baisse récente des tarifs de rachat et système d appel d offres pour les installations de grande puissance > 100kW) 5 ème place derrière l Allemagne (plus de MW) Régions: Aquitaine, Midi Pyrénées, Languedoc Roussillon et PACA

14 Investissements annuels dans la production d électricité au sein de l U.E. (% des renouvelables)

15 Costs Costs D 1 D 1 Wind P 1 * Gas Gas Coal P 2 * Coal Nuclear Nuclear Hydro Hydro Wind 0 Q 1 * kwh 0 Q 1 * kwh Market price WITHOUT feed in tariffs system (Q 1 *; P 1 *) Market price WITH feed in tariffs system (Q 1 *; P 2 *<P 1 *)

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17 LE GAZ EN EUROPE 1. Les centrales àcycles combinés àgaz sont victimes d un «effet de ciseau»: un prix de vente en baisse et un prix de revient en hausse. Elles sont parfois devenues déficitaires, en base du moins comme en Allemagne et surtout en Espagne. L intermittence des ENR prioritaires ne fait qu accentuer la perte de compétitivité Les CCCG ne produisent que lorsque le vent tombe et que le soleil disparait. En Espagne le facteur de charge est passé de 66% en 2004 à 23% en 2011; or ces CCCG ne sont rentables que si ce facteur dépasse 57% (soit > 5000 heures par an) Platts estime que le coût de production de l électricité en Angleterre est de l ordre de 30 à32 euros/mwh avec une centrale àcharbon (+ un prix très bas du CO2) contre 42 à45 euros/mwh pour une centrale àgaz. D où un très fort «switching» vers le charbon au détriment du gaz (baisse de 32% de la demande de gaz pour la génération électrique début 2012 comparé à début 2011) (source Focus Gaz 27 avril 2012) 2. Ainsi aux Etats Unis c est le bas prix du gaz qui pénalise la relance du nucléaire et compromet même la compétitivité des centrales àcharbon alors qu en Europe c est le prix élevé du gaz couplé à un prix du charbon en baisse qui compromet la compétitivité des centrales àgaz. Le nucléaire amorti reste compétitif.on assiste à une relance de la construction de centrales àcharbon en Europe (Allemagne) dans un contexte où le prix du CO2 est faible et les préoccupations environnementales en baisse! Mais ce qui est vrai àcourt terme le restera t il àlong terme? Aux USA le gaz chasse le charbon qui chasse le gaz en Europe!

18 II.2 Le stockage, solution au problème des prix négatifs sur le marché de l électricité? 1 Les énergies renouvelables (éolien et solaire) sont de par la loi prioritaires sur les réseaux (via des «feed in tariffs» rémunérateurs) 2 La logique est d arrêter certaines centrales thermiques lorsque l offre est trop forte par rapport àla demande d électricité 3 Mais un arrêt de quelques heures est coûteux d où l option de trouver un «preneur» pour cette électricité en excès quitte àle payer

19 Les nouvelles contraintes Les «effets pervers» des prix de rachat garantis pour l électricité verte : l apparition de «prix négatifs» sur le marché spot de l électricité 1. Dans la nuit du 3 au 4 octobre 2009, le prix du MWh sur le marché spot allemand à Leipzig (EEX) a atteint 500 euros donc largement < Cela signifie que le vendeur d électricité est obligé de payer son acheteur pour se débarrasser de sa marchandise! Ce phénomène s est produit 25 fois en 2009 et plusieurs fois entre 2010 et 2012, principalement en Allemagne, Belgique et Danemark. Une fois en France début janvier 2012 (-5 euros/mwh). Le 25 décembre 2012 le prix a été de -473 euros/mwh entre 7 h et 8 h en Allemagne (EPEX) 3. C est la conséquence d un double phénomène : une faible demande d électricité, des vents forts qui font tourner les éoliennes à plein régime (rappelons que l électricité éolienne est prioritaire sur le réseau avec obligation d achat à un prix garanti rémunérateur par le distributeur, l O.H. généralement). 4. Le surcoût engendré par ces prix négatifs est à la charge du consommateur. 5. Cela crée un «effet d aubaine» pour les propriétaires de barrages (en Suisse notamment) : ils se font payer pour acheter cette électricité excédentaire avec laquelle ils actionnent des pompes pour remplir des réservoirs et ils produiront de l électricité aux heures de pointe quand le prix spot est élevé.

20 Rapport «Energies 2050» Commande du Ministre (commission présidée par Jacques Percebois; rapport remis le 13 février 2012 àm Eric Besson) Analyser les différents scénarii de politique énergétique à l horizon 2030 et 2050 Concernant l électricité, faire un focus sur 4 options d offre : 1) Accélération du passage àgénération 3, voire Génération 4 du nucléaire (à 40 ans on remplace les réacteurs actuels par des EPR) 2) Prolongation de durée d exploitation du parc nucléaire existant (60 ans) 3) Réduction progressive du poids du nucléaire (à 40 ans remplacement d 1 réacteur sur deux par des EPR et d 1 réacteur sur 2 par des renouvelables ou du thermique classique) 4) Sortie complète du nucléaire (à 40 ans remplacement de tous les réacteurs par un mix ENR/fossiles) 20

21 Coûts complets de production en /MWh de l électricité HT en 2030 selon l option 100,0 90,0 80,0 70,0 60,0 50,0 40,0 30,0 20,0 10, /MWh CO2 Eolien Solaire PV ENR autres Thermique classique Nucléaire nouveau Nucléaire historique 0,0 Prolong. Nuc. Historique EPR accéléré Sortie partielle du nucléaire Sortie du nuc. ENR fort Sortie du nuc.fossile fort Source : Energies 2050 Hors dépenses de réduction de la demande et hors coûts de réseau (raccordement et renforcement) Incertitudes inhérentes à l exercice : coût des EnR, du nucléaire, du gaz, 21

22 Les conclusions du Rapport «Energies 2050» (Jacques Percebois Président, Claude Mandil Vice Président) 1. la prolongation de la durée de vie des réacteurs actuels est une solution de «no regret». A la perte de valeur économique due au non prolongement des 58 réacteurs potentiellement capables de produire pendant 20 ans de plus, se rajouterait un second effet puisque les réacteurs arrêtés seraient remplacés par des équipements plus coûteux (ENR et/ou fossiles). Perte totale de valeur économique : > 100 milliards d euros en monnaie actualisée (plusieurs centaines de milliards en valeur brute). Mais condition absolue: garantir la sûreté (rôle de l ASN) 2. cette prolongation permet d attendre l émergence de technologies matures (ENR, stockage de l électricité, stockage du CO2). Le principe de réalité finira t il par prévaloir? 3. priorité à l efficacité énergétique (dans le bâtiment et les transports) ; le potentiel est important mais coûteux à valoriser (15000 à euros/logement existant pour une isolation totale) et priorité à la recherche développement (notamment dans les renouvelables et les nouveaux réacteurs nucléaires; cf Astrid) 22

23 En guise de conclusion Le stockage de l électricité à grande échelle et dans des conditions économiques est un des éléments de gestion de la courbe de charge puisque cela permet d optimiser la gestion temporelle des divers équipements du parc de centrales L émergence de réseaux intelligents permet en même temps d envoyer les bons signaux de prix au consommateur comme au producteur et d optimiser là encore dans le temps et dans l espace (gestion territoriale) les moyens de production en jouant simultanément sur l offre et la demande d électricité en tous points du territoire La tarification (différenciation horo saisonnière des tarifs) permet elle aussi d optimiser les comportements tant du côté de l offre que de celui de la demande: des prix trop bas n incitent pas àinvestir pour le producteur et conduisent le consommateur àtrop consommer (effet rebond). La politique de «véritédes prix» permet notamment d écrêter les pointes donc d économiser du capital Il faut donc coordonner en même temps tarification, stockage et développement de réseaux intelligents. Reste une grande question: à quelle échelle doit se faire cet arbitrage? Réseaux locaux, production décentralisée ou réseau national avec un minimum d interconnexion et une production à dominante centralisée? Ne pas sous estimer les avantages des interconnexions électriques à l échelle nationale voire internationale.