Commission Sénatoriale " prix de l'électricité" :EDF : Luc Remond et Cedric Lewandoski

EDF :Audition de Luc Rémont, PDG ( Mercredi 10 Avril) et Cedric Lewandoski ( Jeudi 4 Avril)

Luc Rémont ; mercredi 10 avril : La modulation du nucléaire pour le suivi des ENR ne pose pas de problèmes tant qu'on ne descend pas en-dessous de certaines limites (80%, deux fois par jour) Si l'arrêt complet devait devenir la règle, par contre cela devient réellement problématique et on "rentre en territoire inconnu.". La modulation que fait EDF pour gérer au mieux son carburant relève d’algorithmes extrêmement complexes

NB. l’arrêt complet or c'est bien ce qui s'est produit le week-end du 13 avril 2024 où EDF a dû arrêter 5 réacteurs nucléaires en raison d'une forte baisse de la demande : Dampierre 4 (890 mégawatts [MW]), Golfech 2 (1 310 MW), Paluel 4 (1 330 MW), Tricastin 1 et 3 (915 MW chacun). Tous ont été déconnectés du réseau samedi matin pour être reconnectés dimanche soir, à l’exception du réacteur Tricastin 1 remis en route mardi soir.

On est donc déjà en territoire inconnu, et ça va pas s’arranger avec l’augmentation des ENR sur le réseau.. On entend également que la modulation pour gérer le fuel nucléaire (et les arrêts de tranche) n’est compatible avec le suivi de charge des ENR que si celui-ci n’est pas trop élevé ;

Péninsules électriques : Dans les "péninsules électriques" (Nice, Bretagne...), la déstabilisation par les ENR est un risque sérieux et il sera par conséquent nécessaire soit de garder des centrales thermiques, soit d'implanter des SMR (NB ce qui est prévu à Cordemais)

Raccordements : Tous les renouvelables ne sont pas équivalents pour le réseau. Essayons de hiérarchiser les raccordements les plus utiles au système électrique. Pour l’éolien en mer, un euro d’investissement en de production correspond à un euro de raccordement

Hinkley Point : heureusement qu'il y a eu Hinkley Point, sans cela la capacité de l'industrie française à construire des centrales nucléaires risquait de disparaître...

Nucléaire et CfD : Pourquoi des prix plafonds et pas de prix planchers pour les contrats long terme proposés par EDF, qui ne sont donc pas des CFD ? Parce que la contrepartie imposée par la Commission européenne, c'est le démantèlement d'EDF via un scenario similaire au défunt Hercule.

Concessions hydrauliques : sortir de la situation de blocage en proposant à la Commission de passer à un système d'autorisation

Nuward : premier béton en 2030 visé

Arenh : légalement, c'est un tiers de la production qui est vendue au tarif ARENH, économiquement, ce sont les deux tiers puisqu'il faut bien répliquer pour nos clients les tarifs des concurrents 

Cedric Lewandoski Jeudi 4 avril

Etat du Parc Nucléaire : nous sommes dans une phase de convalescence dynamique,  e reconquête de notre performance opérationnelle... Le but est de revenir à 350 TWh à fin 2025. La crise de corrosion sous contrainte est toujours là, et des 900 MW seront concernés mais elle est en cours de maîtrise industrielle-.

« Notre conviction est que les 56 réacteurs du parc actuel tels qu'on les connait ont la capacité d'aller à 60 ans »

Concernant l’augmentation de la puissance délivrée par le parc nucléaire, un point important est la capacité à allonger la durée des cycles de 12 mois à 18 mois.

En ce qui concerne l’augmentation de puissance, deux cas sont à distinguer :  celui des 900 MW et celui des 1300 MW. Pour les 900 MW, c’est relativement simple car il suffit de travailler sur la turbine. Le gain final ne sera pas colossal,  on attend 5TWh.

Pour les 1300 MW, c’est beaucoup plus complexe, il faut travailler sur le circuit primaire; cela nécessitera environ  sept ans d’études d'ingénierie et on peut découvrir en chemin que cette augmentation de puissance  n'est pas souhaitable car elle pourrait se payer en  moindre capacité à moduler, et/ou en rejets plus importants

Capacité à aller au-delà de 60 ans : aux USA 6 réacteurs de la même nature que les nôtres ont obtenu une licence pour aller à 80 ans et d'autres dossiers sont en cours d'instruction. L’enjeu est important si nous estimons à la fin que notre parc ne peut pas aller au-delà de 60 ans, nous serons en 2050 à 17GW de nucléaire ;  on change alors de monde…

Evolution du facteur de charge : record de production en 2016 et depuis il y eu le grand carénage et tous les travaux post fukushima 5 à 7 visites décennales par an, c'est un grand chantier énorme qui a impacté les facteurs de charge.  La VD4 c'est cinq fois plus de travail  que la vD3, et prêt d'un an d'arrêt. Nous sommes les seuls au monde à mener ce type de chantier puisque nous exigeons d’amener la sécurité des réacteurs après visite pratiquement au niveau de celle des réacteurs les plus récents  Nous sommes les seuls au monde  à avoir fait le choix de se rapprocher le plus possible du niveau de sureté des EPR 2,

Fessenheim : On a perdu 10 TWH avec la fermeture de Fessenheim

Les arrêts de tranche : un plan d’amélioration  STAR 2025 est en cours  et fonctionne déjà bien :  le taux de réussite sur la durée des mises à l’arrêt dans les délais prévus est passé de 2% à 64%; il passe par la réinternalisation  d'un certain nombre de fonctions, nous avons trop poussé le curseur. Ce plan fait partie de la trajectoire des 400TWH dans les année 2030 :  Flamanville 10 TWh, auugmentation de puissance 20 TWH; Star 2025 20TWh)

Effet de la modulation sur le facteur de charge et l’usure des réacteurs: aujourd'hui, la réponse est qu’il n’ y a  aucun effet car les modulations qu'on nous demande, qui sont très modestes, n'ont pas de conséquences sur l'outil industriel. Ce n’est pas un hasard, nous avons les seuls réacteurs au monde à offrir ce service de modulation. Nos réacteurs peuvent accepter deux baisses par jour, avec une amplitude de 80%, atteignable en une trentaine de minutes.

Mais le volume de modulation qu'on nous demande est de plus en plus impressionnant. Le week-end dernier (31 mars, Pâques), on nous a demandé de passer de 43GW disponible à 24 ,. et nous sommes en mars. Aujourd'hui, on nous a demandé de moduler 10GW dans le journée.. Le point que nous redoutons c'est l'arrêt du réacteur. Là il faudra regarder techniquement de très prêt…Une centrale nucléaire ne sera jamais un outil de gestion de pointe.

Autrefois, la saison de modulation, c'était le printemps qui nous permettait de préparer les arrêts de l’été ; aujourd'hui il n'y a plus de saison. 

Passage de la pointe  : RTE, dans son dernier bilan, à l'automne dernier, a dit très clairement que nous allons manquer de 3 à 5 GW de pointe dès les années 30. Ce sujet-là doit être pris en main rapidement; 

Question du rapporteur : Aux USA en Finlande,, on est à 30 dollar le Mwh nucléaire,  en France, on ne sait pas trop, mais c’est bien au-dessus : réponse :  lié à toutes les contraintes sur le plan sécuritaire...

Financement du nouveau nucléaire et gestion des risques dans des économies sous contrainte carbone

 Ce texte est le résume d’un article d’un numéro remarquable de l’Ecole des Mines consacré au nouveau nucléaire, Annales des Mines, N° 113 - Janvier 2024 - Le nouveau nucléaire. . Auteur : Jan Horst KEPPLER, Conseiller économique sénior à l’Agence de l’énergie nucléaire de l’OCDE (AEN).

Et il se montre extrêmement positif et optimiste concernant le financement du nouveau nucléaire : moyennement des stratégies simples et de bon sens pour mitiger les différents risques , « les investisseurs, qu’ils soient privés ou publics, offriront du capital à des taux de rendement très bas pour acquérir le droit au bien précieux qu’est l’électricité à faibles émissions de carbone livrée de manière prévisible 24 heures sur 24 pendant des décennies. »

Une bonne nouvelle : les coûts en capital de l’énergie nucléaire moindres que ceux annoncés

Le cadre proposé ici permet de tirer deux conclusions clés. D’abord, dans un monde contraint par les émissions de carbone, les coûts en capital réels de l’énergie nucléaire et d’autres sources de production à faibles émissions de carbone sont inférieurs à ce qui est généralement supposé en raison de leur capacité à compenser le risque financier systémique. L’incorporation d’investissements dans la production d’énergie à faibles émissions de carbone peut donc réduire les risques globaux du portefeuille.

Ensuite, il existe des politiques et des mesures efficaces pour réduire de manière radicale les coûts  et financiers d’autres composantes du risque, tels que les risques liés à la construction, les risques liés aux prix et les risques politiques.

Ces conclusions s’appliquent de la même manière aux investissements privés et publics.

Cependant, les gouvernements ont eux aussi un rôle important à jouer.

Tout d’abord, ils doivent garantir des engagements crédibles et efficaces en faveur de l’objectif de zéro émission nette de carbone d’ici 2050. Ils doivent également mettre en oeuvre les mesures nécessaires pour éliminer ou réduire les coûts économiques liés aux risques de construction, aux risques de prix et aux risques politiques. Enfin, les gouvernements peuvent intervenir en tant que promoteurs directs de projets en cas de défaillance du marché lorsque les acteurs privés ne reconnaissent pas la vraie valeur économique d’un projet nucléaire. Au-delà de la réduction des risques financiers, les gouvernements ont alors un rôle à jouer dans la mise en place de structures de gestion de projet efficaces pour les projets complexes et de grande envergure tels que la construction de nouvelles centrales nucléaires, ainsi que dans la stabilité macroéconomique.

Si les mesures indiquées ci-dessous sont pleinement mises en œuvre et que les projets de nouvelles centrales nucléaires sont entièrement sans risques, les investisseurs privés et publics rivaliseront pour bénéficier des avantages d’une électricité pilotable à faibles émissions de carbone, en réduisant le rendement exigé sur le capital à des taux nettement inférieurs à ceux d’aujourd’hui.

L’énergie nucléaire peut donc contribuer de manière significative à la réduction des émissions de carbone.

Les risques doivent être alloués à la partie la mieux équipée pour minimiser les coûts économiques de ces risques.

Le coût du capital dans la construction de nouvelles centrales nucléaires, comme ailleurs, dépend de la gestion et de l’allocation des risques. Un principe important dans ce contexte est que les risques doivent toujours être alloués à la partie la mieux équipée pour minimiser les coûts économiques de ces risques. La capacité à minimiser le coût des risques est généralement liée soit à une compétence technique particulière (les électriciens gérant les centrales nucléaires devraient supporter le risque opérationnel, par exemple), soit à une capacité particulière à partager, diversifier et couvrir les risques.

Ce rapport introduit une autre considération : dans les cadres politiques visant à réduire les émissions de carbone afin d’atteindre zéro émission nette d’ici à 2050, les sources de production à faibles émissions de carbone telles que l’énergie nucléaire peuvent jouer un rôle important dans la compensation des risques financiers de portefeuille. Explication : À mesure que le changement climatique et les efforts pour le combattre s’intensifient, les prix du carbone implicites et explicites augmentent. Cela diminue la rentabilité de l’économie dans son ensemble, mais augmente la rentabilité des investissements à faibles émissions de carbone. Dans ce cas, l’inclusion des investissements à faibles émissions de carbone réduira le risque et améliorera le rapport risque rendement, également appelé ratio de Sharpe, des portefeuilles financiers

Le risque construction : RAB ou CWP

Pour les projets importants et complexes tels que la construction de nouvelles centrales nucléaires, le risque de construction est peut-être le risque spécifique le plus important. Si une entreprise individuelle supporte ce risque, sa survie pourrait être en jeu. En conséquence, les investisseurs exigeraient une prime de faillite importante en cas d’exposition au risque de construction.

Pour pallier cet inconvénient, des mesures telles que la base d’actifs régulée (regulated asset base ou RAB) au Royaume-Uni ou le travail en cours de construction (construction work in progress ou CWP) aux États-Unis ont été proposées. De telles mesures transfèrent le coût de la construction de l’usine sur les factures d’électricité des consommateurs à partir du moment même où la construction commence, plutôt qu’à partir du moment où la production d’électricité débute. La théorie économique montre que cela implique non seulement un transfert de risque, mais aussi, tant que certaines hypothèses raisonnables sont satisfaites, une réduction des coûts économiques du risque, car les montants en jeu représentent une toute petite partie du budget de chaque consommateur.

Le risque prix de marché : se rapprocher des couts moyens Cfd, contrats à long terme 

Le risque prix dans les marchés de l’électricité dérégulés qui dominent les secteurs de l’électricité des pays de l’OCDE est depuis longtemps reconnu comme un facteur important du coût du capital.  C’est pourquoi les régulateurs ont proposé, dans certains cas, des garanties de prix sous forme de tarifs de rachat garantis ou de contrats à terme régulés, notamment les contrats sur différence (contracts for difference [CFD]). Or, ce n’est que le début.

Si les pays de l’OCDE continuent à opérer des marchés dérégulés également dans des systèmes électriques bas carbone, les prix seront de plus en plus souvent fixés par les coûts marginaux à court terme nuls ou très bas des énergies renouvelables et du nucléaire. Compte tenu des contraintes budgétaires des producteurs ceux-ci devront compenser ces bas prix par des heures de rareté où les prix pourront atteindre des centaines, voire des milliers, de dollars ou d’euros par MWh. Un consensus émerge graduellement, selon lequel dans un contexte de fortes contraintes carbone, tous les fournisseurs à faibles émissions de carbone devront bénéficier de contrats à long terme généralisés avec des prix garantis au niveau des coûts moyens sur toute la durée de vie du projet.

Le risque politique : indemnisations contractuelles

En ce qui concerne le risque politique, la logique qui exige d’attribuer le risque à la partie la mieux équipée pour le minimiser et l’internaliser est dans l’ensemble, déjà respectée. Les clauses d’indemnisation contractuelle assurent les opérateurs de projets et leurs investisseurs contre les changements de la politique énergétique qui limiteraient l’utilisation de l’énergie nucléaire, allouant ce risque aux gouvernements nationaux.

En résumé, le coût du capital pour les projets de construction de nouvelles centrales nucléaires est soit plus bas que ce qui est généralement supposé, soit potentiellement réduit radicalement grâce à des mesures appropriées.

Dans le premier cas, le taux de rendement sans risque à long terme est toujours très bas, tandis que la corrélation avec le risque de marché systémique peut être prudemment supposée nulle, tant que des objectifs de zéro émission nette sont poursuivis avec vigueur et cohérence. Dans le deuxième cas, les gouvernements et les régulateurs des marchés de l’électricité disposent de mesures efficaces pour réduire non seulement le risque effectif pour les investisseurs, mais aussi le coût économique global du risque de construction, du risque de prix de l’électricité et du risque politique….

Autrement dit, si les projets de construction de nouvelles centrales nucléaires sont complètement sans risques de la manière décrite ci-dessus, les investisseurs, qu’ils soient privés ou publics, offriront du capital à des taux de rendement très bas pour acquérir le droit au bien précieux qu’est l’électricité à faibles émissions de carbone livrée de manière prévisible 24 heures sur 24 pendant des décennies.

La responsabilité des gouvernements

En définitive, la responsabilité de la gestion des risques financiers reviendra aux gouvernements. La conclusion du rapport selon laquelle les coûts en capital des projets de construction de nouvelles centrales nucléaires peuvent être nettement inférieurs aux attentes s’applique de la même manière aux investisseurs publics et privés. Néanmoins, les gouvernements ont encore un rôle important à jouer dans ce contexte.

 La première tâche des gouvernements est de garantir un engagement crédible et efficace en matière de réduction des émissions de carbone

Deuxièmement, les gouvernements doivent mettre en œuvre les stratégies présentées ci-dessus pour éliminer ou réduire les coûts économiques de trois risques idiosyncrasiques propres à chaque projet : le risque de construction, en répartissant le risque sur les consommateurs ; le risque de prix, grâce à des contrats à long terme ou à des tarifs réglementés ; et le risque politique, grâce à des accords d’indemnisation appropriés conclus avec les autorités.

Troisièmement, les gouvernements peuvent également intervenir en tant que promoteurs directs de projets, en cas d’échec du marché lorsque les acteurs privés ne reconnaissent pas la vraie valeur économique d’un projet nucléaire, notamment grâce à leur capacité à compenser le risque d’un portefeuille financier.

Inutile pour cela d’en appeler à l’intérêt général ou à des objectifs stratégiques tels que la sécurité de l’approvisionnement énergétique, le développement technologique, la cohésion régionale ou l’emploi, aussi importants soient-ils. Les seules défaillances du marché pertinentes concerneraient l’appréciation correcte des coûts et des avantages d’une électricité pilotable à faibles émissions de carbone.

Quatrièmement, les gouvernements ont un rôle à jouer pour mettre en place des structures de gestion de projet efficaces pour la construction de nouvelles centrales nucléaires. L’interaction des structures de financement, de la gestion de projet, des incitations et de l’architecture des marchés de l’électricité dans la construction de nouvelles centrales nucléaires fera l’objet d’un futur rapport de l’AEN. À ce stade, il convient de dire que les gouvernements doivent veiller à ce que tous les acteurs contribuent à l’objectif commun qui est de mener à bien les projets de construction de nouvelles centrales nucléaires en respectant les délais et le budget définis.

Enfin, les gouvernements doivent garantir la stabilité macroéconomique pour minimiser les primes de risque pays.

Les leçons de l’ Eolien off shore au Royaume-Uni : Réalités, illusions, mensonges

 https://www.thegwpf.org/content/uploads/2017/09/OffshoreStrikePrice.pdf (2017)

Prix d’exercice de l’éolien offshore : que se cache-t-il derrière les annonces mirobolantes ?

Gordon Hughes est un ancien conseiller de la Banque mondiale et professeur d’économie à l’Université d’Édimbourg

Dans cet article remarquable de 2017 (tout était annoncé) Gordon Hughes ironise sur les titres triomphalistes de la presse et des ONG pro-ENR sur la baisse des prix de l’offre retenue (57,50 £/MWh contre 74,75 £/MWh en  2012) . Les tarifs des contrats for difference (FiTs CfD) sont très nettement inférieurs à ceux attribués en 2015 (114 £ contre  150 £ / MWh aux prix de 2012).

Donc triomphe des pro-ENR et de la presse trop facilement abusée :  “les coûts sous-jacents de l’éolien offshore sont en baisse, et les prix CfD indiquent un changement de paradigme soudain pour la technologie”.

Faux prix et vrais coûts : des CFD planchers et non plafonds,  une spéculation commerciale et pas une nouvelle ère

Eh bien, c’est faux : l’analyse statistique des données disponibles, couvrant 86 parcs éoliens offshore, suggère que le coût en capital de l’éolien l’offshore (£/MW installé) n’est en fait pas en baisse, puisque les coûts supplémentaires de déplacement nécessaires dans des eaux plus profondes compensent un réel mais modeste progrès technologique. 

“En fait, les projets sélectionnés au deuxième tour de l’appel d’offre ne sont presque certainement pas viables avec les faibles CFD offerts. “. Il doit donc y avoir une autre explication “Nous en déduisons que les développeurs considèrent le CfD comme une option peu coûteuse et sans pénalité pour le développement futur, et que, parce que le contrat est facilement rompu une fois le parc éolien construit, ils considèrent le prix comme un minimum et non comme un plafond. Si le prix du marché devait dépasser le prix contractuel, en raison de la hausse des coûts des combustibles fossiles ou d’une taxe sur le carbone, ils annuleraient le contrat CfD et prendre le prix plus élevé qui deviendrait disponible.

D’autre part, s’il n’y a pas de probabilité significative de prix de marché élevé, il est très peu probable que de nouveaux sites soient construits. Contrairement aux exagérations des médias, les prix bas des CfD  sont de la spéculation commerciale, et ne représentent sûrement pas l’aube d’une nouvelle ère pour l’éolien offshore et les énergies renouvelables.

Une presse crédule ou achetée ?

La couverture médiatique naïve des résultats des résultats des offres et des bas CFD pour l’éolien offshore a montré la crédulité étrange des journalistes et des régulateurs dans leurs annonces mirobolantes des nouvelles apparemment bonnes sur les énergies renouvelables.

“Dans la vie réelle – en dehors du secteur des énergies renouvelables – les journalistes financiers nous conseillent généralement de nous méfier de ce qui parait trop beau pour être vrai. Lorsqu’on offre à des investisseurs un rendement annuel garanti de 10%, le nom de Maddoff apparait très vite en subliminal et nous incite à nous tenir à l’écart. Les sacs à main ou les foulards  bon marché qui prétendent être fabriqués par Gucci ou Hermès sont généralement des faux. Mais dans les énergies renouvelable, situation est différente, et on nous encourage à croire que tout ce qui brille est vraiment de l’or “

Pour les esprits prudents ou curieux, il y a quelques problèmes, des faits qu’il convient de garder à l’esprit. Malgré ce que clame la publicité, les soumissionnaires ne s’engagent en fait pas à livrer l’énergie éolienne aux prix promis: il n’y a pas de pénalités dissuasives en cas d’incapacité de construire la capacité de production promise lors de la vente aux enchères.  Par ailleurs, un examen minutieux  de la section pertinentes de ces contrats, enfouies dans 540 pages de jargon juridique, révèlent qu’un  développeur qui a construit la capacité promise peut facilement abroger le contrat si le prix du marché de l’électricité semble susceptible de dépasser systématiquement le prix fixé dans le CfD. En fait, les titulaires de contrat seront fortement motivés à les  annuler et à payer une pénalité relativement modiques. En d’autres termes, du point de vue du développeur, le prix du CfD n’est pas un prix fixe, mais un prix minimum . Si les circonstances du marché changent et si les prix de gros augmentent, par exemple en raison de la hausse des coûts des combustibles fossiles ou de l’imposition d’une taxe carbone élevée, alors ils peuvent casser le CfD et profiter du prix du marché

Les coûts d’investissement éoliens offshore sont-ils vraiment en baisse?

Les média expliquent que les coûts d’investissement ont diminué, mais étonnamment, cette assertion n’est jamais étayée, et aucun détail des technologies qui auraient rendu ces progrès possibles n’est présenté.

Cependant, il y a maintenant assez de données disponibles pour faire une évaluation fiable des facteurs qui déterminent ces coûts au Royaume-Uni, et permettre d’identifier les tendances réelles des coûts en capital. Nous pouvons tirer nos propres conclusions sur ce qui a motivé les entreprises derrière ces parcs éoliens offshore pour faire des offres de prix aussi remarquables avec l’encouragement soigneusement formulé du gouvernement et de l’industrie des énergies renouvelables

De nombreux journalistes ont naïvement supposé qu’un prix d’offre inférieur devait indiquer un coût en capital inférieur pour la construction des parcs éoliens. Mais cela ne doit pas nécessairement être le cas. Là encore, il est frappant de constater qu’on ne trouve dans tous les discours positifs publiés jusqu’à présent, aucune données claires à l’appui de l’affirmation implicite selon laquelle le coût en capital est en train de baisser. C’est en soi tout à fait surprenant. Si cela  était réel , les entreprises  s’en serviraient dans leur communication afin d’en tirer un avantage commercial. Mais en fait la seule preuve fournie de la baisse du coût en capital est le prix du CfD lui-même, qui est, ainsi qu’on l’a vu plus haut, une preuve des plus équivoques.

Malheureusement, il y a une grave pénurie d’informations fiables sur les coûts d’investissement. De nombreuses estimations initiales sont ensuite révisées à la hausse avec nettement moins de fanfare médiatique. Par exemple, une annonce anticipée pour le parc éolien Borkum Riffgrund 2 (Allemagne mer du Nord) d’une capacité prévue de 450 MW, a vu son coût en capital estimé à 1,35 milliard d’euros. Une annonce boursière ultérieure relative à la vente d’une participation de 50% dans le développement impliquait un coût total de développement de près du double…

Conclusion

Les CfD annoncés pour Triton Knoll, Hornsea 2 et Moray East ne nous disent rien sur le coût réel de l’éolien offshore, et la couverture médiatique mettant en avant un « nouveau paradigme dans les énergies renouvelables » fait preuve d’une crédulité confondante. Que tant de journalistes aient  accepté ce récit sans aucun doute suscite de graves inquiétudes sur leur jugement .

Notre analyse des données sur les coûts en capital dans le domaine public montre que les réductions de coûts depuis 2013 ont été largement compensées par les effets de l’exploitation de sites de plus en plus profonds.

La hausse des coûts de l’éolien offshore pose un défi pour les énergies renouvelables  (2022)

https://www.cityam.com/a-green-price-to-pay-why-offshore-winds-rising-costs-pose-a-challenge-for-renewables/

L’inflation galopante, la stagnation de la croissance économique et la pression intense sur les chaînes d’approvisionnement en minéraux entrainent une forte augmentation des coûts de l’énergie éolienne.  La solution de décarbonation  « à long terme » du Royaume-Uni, la production éolienne offshore, est maintenant confrontée à de réels défis de rentabilité pour la construction de nouvelles turbines…

C’est depuis 2015 le cinquième cycle d’allocation selon le principe du CfD : lorsque les prix de gros de l’électricité sont supérieurs au prix convenu dans le système CfD, les producteurs remboursent la différence.

Jusqu’à présent, le gouvernement a attribué 27 GW d’énergie à faible émission de carbone par le biais de CfD, soit assez pour alimenter 12 millions de foyers à travers le pays. Il a également vu le prix d’exercice de la production d’énergie renouvelable passer de 155 £ par mégawatt en 2015 à 37 £ par MWh l’année dernière. Le gouvernement vise à faire passer l’éolien offshore de 14 GW à 50 GW.

Cette baisse des prix en conjonction avec les pressions inflationnistes menace les marges des producteurs et devrait provoquer une augmentation des prix d’exercice pour la première fois

Le lobby ENR plaide pour plus de subventions 

Ana Musat, directrice exécutive de la politique et de l’engagement chez Renewable UK, a critiqué la promesse de financement de 205 millions de livres sterling du gouvernement pour le dernier cycle de CfD, la jugeant trop faible pour alléger la pression sur les entreprises énergétiques. Elle a fait valoir que les objectifs renouvelables du gouvernement risquent d’être compromis.  Les derniers tours d’enchères en Europe ont été décevants–aucune d’allocation en Espagne en novembre dernier.

Le gouvernement a ouvert une consultation sur les enchères d’éoliennes offshore, proposant que les avantages sociétaux des projets éoliens (??)soient pris en compte en même temps que les prix d’exercice pour les offres gagnantes, une idée d’actualité dans le contexte des vastes promesses de subventions dans la loi américaine sur la réduction de l’inflation (IRA). Une proposition largement soutenue par Renewable UK 

Cependant, d’autre préfèrent une concurrence libre permettant de choisir la technologie décarbonée la plus efficace 

Andy Mayer, analyste de l’énergie à l’Institute of Economic Affairs, un groupe de réflexion sur le marché libre, a fait valoir que « la meilleure voie pour une décarbonisation abordable est une concurrence impitoyable sur les prix ». Cela signifierait une augmentation des coûts des énergies renouvelables à court terme, mais permettrait également une concurrence loyale avec d’autres industries telles que le nucléaire, l’hydrogène, les batteries et les technologies d’atténuation des émissions de carbone. 

« Le gouvernement doit maintenir une indifférence inébranlable à l’égard des plaidoyers spéciaux des intérêts particuliers avec des plans de croissance fantasmés. Le climat ne se soucie pas de savoir où ou comment le carbone est économisé, ou à qui appartient l’entreprise, et le gouvernement ne devrait pas le faire non plus. La seule croissance verte durable vient de vraies entreprises qui inventent des choses que d’autres veulent acheter, pas de subventions »,. 

Pertes et licenciements chez les fabricants éoliens. Modifier les CfD ? 

Kathryn Porter, consultante en énergie chez Watt Logic, a noté que les fabricants de turbines subissent des pertes importantes… les directeurs généraux d’Orsted et de Siemens Gamesa ont averti que le statu quo n’était pas viable, reconnaissant qu’ils ne pouvaient pas continuer à soutenir des projets déficitaires. 

Mme Porter a fait valoir que cela « fera inévitablement monter les prix dans le CfD ». Elle a également averti que l’énergie éolienne souffrait d’un défi à long terme avec des besoins en capital élevés avec un risque de ne pas récupérer leurs coûts d’investissement en raison de l’intermittence de leur production. 

Mme Porter a appelé à développer un nouveau type de CfD où le soutien aux parcs éoliens serait basé sur les besoins plutôt que sur le potentiel de production.

« Ce nouveau type de CfD permettrait de récompenser la flexibilité - c’est-à-dire que les aérogénérateurs feraient varier leur production en fonction des besoins (si possible compte tenu des conditions météorologiques) au lieu de recevoir des frais de réduction de production.  Avec les augmentations massives des coûts d’équilibrage résultant de l’augmentation de la production intermittente d’énergie renouvelable, cela pourrait être un moyen de gérer cette variabilité plus efficacement. »

NB : En septembre 20222, Siemens Gamesa a annoncé le licenciement de 11% de ses effectifs.

Les chaines d’approvisionnement, une grande fragilité pour l’éolien off shore (avril 03)

https://www.cityam.com/government-risks-higher-wind-power-as-industry-slams-lack-of-funds-for-auction-round/ 

La dernière fenêtre d’enchères en cours pour les projets éoliens offshore pourrait entraîner une hausse des prix de production et une pénurie de soumissionnaires, a averti le principal organisme de l’industrie éolienne du Royaume-Uni.

Renewable UK a déclaré  que le gouvernement n’avait pas engagé suffisamment de subventions pour tenir compte des pressions de l’inflation sur les minéraux critiques, les chaînes d’approvisionnement et le financement des développements éoliens, Un porte-parole a déclaré: « Comme toutes les parties de l’économie, le secteur de l’énergie est touché par les impacts de l’inflation, le coût des principaux intrants et produits de base, comme l’acier et le cuivre, atteignant des niveaux record au cours des 18 derniers mois. Il est difficile de dire où iront ces prix à l’avenir, mais l’impact à court terme est que les nouveaux parcs éoliens sont confrontés à des coûts plus élevés.”

Le référent de l’éolien offshore Tim Pick,  nommé par le gouvernement pour évaluer le secteur a fait valoir que des prix bas et durables dans le secteur des énergies renouvelables seraient difficiles à maintenir dans l’environnement économique actuel....« Nous devons reconnaître qu’en raison des contraintes de la chaîne d’approvisionnement ainsi que de l’augmentation des coûts du capital, il est peu probable que les prix d’exercice des CFD pour l’éolien offshore à fond fixe poursuivent leur trajectoire descendante ». 

Adam Bell (Stonehaven) a déclaré qu’il s’attendait à ce que les prix de la production augmentent, principalement parce que la demande dépassera durablement et pour longtemps les capacités des chaînes d’approvisionnement britanniques, le gouvernement visant une augmentation de 14 GW à 50 GW d’ici la fin de la décennie. « Je pense que certains des coûts plus élevés induits par l’inflation n’auront un impact qu’à court terme, mais la demande très élevée vers la fin de la décennie continuera d’avoir un impact sur les prix. Ce qui sera intéressant, c’est la mesure dans laquelle la chaîne d’approvisionnement se développera pour répondre à cette demande et, ce qui est important politiquement, où cette mise à l’échelle se produira »

Stuart Dossett, conseiller politique principal au groupe de réflexion Green Alliance, a suggéré une taxation plus favorable pour les énergies renouvelables. “Accorder aux énergies renouvelables une déduction pour investissement dans le prélèvement sur les bénéfices, comme celle accordée aux producteurs de pétrole et de gaz dans leur taxe sur les bénéfices exceptionnels, est une première étape pour minimiser le risque d’échec des enchères.”

Les promesses fallacieuses d’emploi dans l’éolien off shore en Ecosse (Avril 2023) 

https://www.heraldscotland.com/news/homenews/23489568.offshore-wind-delivers-one-tenth-jobs-promised-ministers/ 

Il y a dix ans, le gouvernement écossais proclamait  qu’il visait à devenir” l’Arabie Saoudite des Energies renouvelables” et le leader de l’Europe avec environ 28 000 emplois rien que dans l’éolien offshore. 

En réalité, l’éolien off shore n’a fournit qu’un dixième des emplois alors  promis par le dirigeants et ministres écossais soit selon les dernières estimations officielles (2021),  3100 emplois à temps plein dans l’éolien offshore.

Le syndicat GMB Scotland a écrit au secrétaire à l’énergie, Neil Gray, pour demander un sommet urgent afin de s’assurer que le pays ne continue pas à se tromper dans la révolution des emplois verts. Une lettre qui  a coïncidé avec le voyage de M. Gray au Japon pour une visite commerciale visant à encourager de nouveaux investissements japonais dans les énergies renouvelables écossaises. Le GMB que M. Gray « n’a pas besoin de faire le tour du monde » pour créer des emplois dans les énergies renouvelables en Écosse et a rappelé que le nombre d’emplois créés dans l’éolien offshore n’a pas suivi le montant des revenus générés - pointant un écart de 16 000 emplois entre les prévisions et ce qui a été effectivement réalisé. Le GMB réclame que davantage de turbines et autres infrastructures pour les parcs éoliens au large des côtes écossaises soient effectivement construites en Ecsse pour ycréer plus d’emplois. Le”s éoliennes sont en Ecosse, les profits sont ailleurs (

Selon les dernières estimations de l’Office of National Statistics, en 2014, chaque million de livres sterling de  CA réalisés par les entreprises éoliennes offshore s’est traduit par sept emplois, en 2021, ce chiffre a chuté à un seul emploi pour 1 million de livres sterling de chiffre d’affaires . Alors que le chiffre d’affaires de l’éolien offshore a été multiplié par plus de 27 au cours des sept années précédant 2021 - de 95 millions de livres sterling à 2,594 milliards de livres sterling, le nombre d’emplois n’a augmenté que de près de quatre fois et demie, passant de 700 à 3100.

Lors du sommet de la COP26 en 2021, Scottish Enterprise a signé un accord avec Marubeni Corporation, basée à Tokyo, pour explorer les opportunités de parcs éoliens flottants et d’hydrogène vert. Une autre société japonaise, Mitsubishi, est déjà un investisseur dans le plus grand parc éolien offshore en exploitation d’Écosse, Moray East, qui a été mis en service l’année dernière. La  Chine et des Émirats arabes unis, qui ont présidé aux préoccupations en matière de droits humains, figurent parmi les grands  bénéficiaires de la révolution verte écossaise.  Le Herald a révélé que les gouvernements étrangers, y compris la Chine, bénéficient déjà de plus de 200 millions de livres sterling de bénéfices annuels.  Les éoliennes sont en Ecosse, les profits ailleurs (la liste des bénéficiaires  comprend également la France, la Norvège, la Suède et la République d’Irlande)

Gary Cook, l’organisateur principal du syndicat GMB pour l’ingénierie et la fabrication, a déclaré que l’incapacité à créer et à protéger des emplois d’ingénieurs pendant la transition vers les énergies renouvelables est « abjecte et est devenue un embarras national ».

Les synndicats se sont également battus contre la très controversée concession des travailleurs de l’éolien offshore (OWWC), qui permet l’emploi de ressortissants étrangers à des conditions salariales et sociales minimales  sur des projets éoliens. Celle-ci va être abrogée.

NB :  Voire également https://www.lemonde.fr/planete/article/2021/11/04/les-laisses-pour-compte-de-la-transition-verte-ecossaise_6100878_3244.html

Extraits

“Projet NnG (opéré par EDF), à 15 kilomètres au large de Methil...  “85 % des fondations des éoliennes de NnG sont fabriquées en Indonésie, à l’autre bout de la terre. Elles devront être amenées sur des barges géantes, tournant au diesel, c’est absurde... Seagreen (à une trentaine de miles plus au sud) fait travailler des sociétés chinoises, et Moray Est a passé commande aux Emirats », d

Richard Hardy, secrétaire pour l’Ecosse du syndicat Prospect, cite le cas du projet éolien Beatrice, au nord d’Inverness, piloté par le norvégien SSE, « qui a salarié des Philippins, des Indiens et des travailleurs d’Europe de l’Est en les payant de 2 à 3 livres de l’heure, bien au-dessous du salaire minimum au Royaume-Uni, qui ne s’applique pas au-delà des 3 miles nautiques. Comment lutter contre ces pratiques d’esclavage moderne ? »

Les propositions de la Grèce pour la réforme du marché européen de l’électricité

Résumé : L’augmentation spectaculaire actuelle des prix de l’électricité a prouvé l’inadéquation de la structure actuelle du marché de l’électricité, principalement basée sur le coût marginal de la source la plus chère qui est maintenant le gaz naturel.

Cette organisation du marché a été adoptée pour favoriser le développement des énergies renouvelables lorsque celles-ci en étaient à un stade initial. Aujourd’hui, cependant, la crise énergétique a souligné la nécessité de dissocier les prix de l’électricité de la flambée des prix du gaz et d’adopter un nouveau modèle de marché qui distingue les ressources qui fonctionnent lorsqu’elles sont disponibles et non à la demande et les ressources à la demande, en fonction de leur contribution respective au bouquet électrique.

Cette modification du marché pourrait assurer environ une baisse de 50 % des prix de l’électricité, étant donné que les sources à la demande (telles que le gaz naturel) ne représentent qu’un tiers du mix électrique, une part qui continuera de diminuer à mesure que la transition énergétique s’accélère.

https://data.consilium.europa.eu/doc/document/ST-11398-2022-INIT/en/pdf

1) La nécessité de repenser un modèle de marché qui est en « défaillance systématique »

Depuis cet été 2021, la hausse sans précédent des prix du gaz naturel en Europe a considérablement augmenté les prix de l’électricité. Au cours de l’hiver 2021-2022, les prix du gaz naturel sont demeurés cinq fois plus élevés que les années précédentes. En conséquence, les prix de gros de l’électricité ont plus que quadruplé au cours de la même période sans aucun signe clair de désescalade dans un avenir proche. La production d’électricité à partir du gaz naturel dans les États membres de l’UE représente moins de 20 % du total, mais le gaz naturel constitue le principal facteur marginal de fixation des prix. Étant donné que la production à partir du gaz est nécessaire la plupart du temps pour équilibrer le système et fournir des services auxiliaires, le producteur le plus coûteux (d’où le fixateur de prix) dépend du gaz naturel.

Ainsi, dans plus des 2/3 des cas, le prix de compensation du marché de gros de l’électricité reflète le coût du gaz naturel. Par exemple, pour un prix du gaz naturel de 100 EUR/MWh et 80 EUR/tCO2 EU ETS, le prix de gros de l’électricité est d’environ 220 EUR/MWh.

Cependant, le coût total moyen réel de l’électricité est nettement inférieur. Le nucléaire, les énergies renouvelables et l’hydroélectricité, qui produisent près des deux tiers de l’électricité totale dans les États membres de l’UE, ont un coût total actualisé, y compris les coûts d’investissement, inférieur à 100 EUR/MWh.

Tout revenu supérieur à ces coûts totaux constitue un bénéfice supplémentaire, qui n’aurait pas été versé dans un marché fonctionnant bien.

En d’autres termes, le coût moyen total de la production d’électricité est systématiquement inférieur d’environ 50 à 60 % au coût marginal. Néanmoins, c’est ce dernier qui détermine les prix d’équilibre du marché et les paiements des clients finaux.

Les « ressources énergétiques à coût marginal faible ou nul » couvrent la plus grande partie de la production d’électricité dès aujourd’hui et elles vont continuer à s’accroitre considérablement dans les années à venir. Ces ressources ne peuvent pas produire d’électricité à la demande, c’est-à-dire qu’elles produisent de l’électricité lorsqu’elles sont disponibles, et ne peuvent pas répondre aux signaux du marché. En outre, ils sont généralement construits sur la base d’accords d’achat d’électricité publics ou privés, ce qui signifie des contrats de différence (CfD) rémunérant la technologie énergétique à leur coût total actualisé sur une période suffisante dans le futur. De cette façon, ils obtiennent le coût du capital le plus bas possible, ce qui est important puisque leur structure financière est presque exclusivement constituée de dépenses en capital.

Par conséquent, les bénéfices supplémentaires qu’ils peuvent tirer des marchés de gros, comme cela s’est produit l’année dernière, en raison de la fixation incertaine et volatile des prix du gaz naturel, ne faciliteront guère les investissements supplémentaires dans ces technologies.

Par conséquent, rémunérer toutes les ressources (y compris celles dont le coût marginal est nul) sur la base des prix du gaz naturel entraîne un coût supplémentaire inutile pour les consommateurs et un marché inefficace.

La conception actuelle du marché de l’électricité ne tient pas compte des évolutions du secteur des énergies renouvelables, car, contrairement à la production d’électricité à base de gaz moins chère et durable, l’électricité produite à partir de sources d’énergie renouvelables (ENR) sera désormais beaucoup moins chère. Il est évident qu’un marché conçu pour appliquer une tarification au coût marginal ne répond pas à l’objectif lorsque le système est dominé par des ressources à faible émission de carbone et à coût marginal nul. Cela conduit à une défaillance systématique du marché : les coûts marginaux restent constamment supérieurs aux coûts moyens totaux et il n’y a aucun moyen de les faire converger, ce qui est exactement ce qu’un marché qui fonctionne bien doit faire.

Une nouvelle organisation du marché – les principes fondamentaux  de l’organisation révisée du marché :

Ces principes économiques fondamentaux sont doubles :

a) La rémunération basée sur les CFD (contrats pour différence) avec des prix reflétant le coût total actualisé est l’instrument financier approprié pour permettre les investissements dans le nucléaire, les énergies renouvelables et l’hydroélectricité et pour faire profiter les consommateurs des avantages d’une production à faible coût

b) Une rémunération reflétant la rareté et les coûts marginaux est souhaitable pour les ressources déployables à la demande pour équilibrer le système, fournir des services auxiliaires et compléter la non-disponibilité éventuelle des énergies renouvelables

Les ressources qui nécessitent une rémunération basée sur CfD présentent les caractéristiques suivantes:

(1) Fonctionner lorsqu’elles sont disponibles,en fonction des caractéristiques techniques et des ressources, et non à la demande (2) Les dépenses en capital dominet leur structure de coûts (3) Il n’y a pas de changement dans le coût unitaire lors de l’augmentation ou de la diminution de leur fonctionnement.

Les ressources présentant de telles caractéristiques sont les énergies renouvelables, le nucléaire, la cogénération à haut rendement et l’hydroélectricité fatale. En outre, la même catégorie comprend le stockage d’électricité associé à des énergies renouvelables intermittentes.

Les ressources qui peuvent être incluses dans un marché au comptant dans lequel les coûts marginaux déterminent les prix d’équilibre du marché sont les centrales à combustibles fossiles, les centrales hydroélectriques fonctionnant aux heures de pointe, la participation active de la demande et le stockage de l’électricité (dissocié des sources d’énergie renouvelables). Ces ressources sont pilotables et fonctionnent à la demande. En outre, ils encourent des variations de coûts marginaux lors de la modification de leur niveau d’exploitation.

La minimisation des coûts nécessite de définir un ordre de mérite basée sur l’augmentation des coûts marginaux. En outre, la rareté éventuelle des ressources à la demande (par exemple en cas de pénurie) justifie que les prix d’équilibre du marché soient supérieurs aux coûts marginaux.

Une nouvelle organisation du marché reposant sur la priorité d’injection aux pilotables et un acheteur unique pour les mécanismes de capacité.

Commentaire @thierry Bros Adoptons proposition 🇬🇷 de juillet 2022 :

- priorité d'injection du nucléaire puis hydraulique au fil de l'eau, solaire et éolien (70€/MWh)

- l'équilibre par le reste au prix de marché

- Avec 70% d'électricité prioritaire et à prix fixe il faudrait que les 30% d'équilibre soient à 770€/MWh sur l'année pour arriver au cap 🇫🇷 de 280€/MWh.

Tout le monde est gagnant ! C'est simple et lisible.

https://twitter.com/thierry_bros/status/1611613098124939264

La nouvelle organisation du marché devrait reposer sur les principes suivants:

• Les ressources qui fonctionnent lorsqu’elles sont disponibles et non à la demande soumettent des offres basées sur le volume sur le marché day-ahead (DAM), et non des offres économiques. Ces offres basées sur le volume reflètent les meilleures prévisions possibles de leur fonctionnement le lendemain. Avec cette offre, ils assument la responsabilité de l’opération en temps réel, sont soumis à des coûts de déviation et peuvent participer aux marchés intrajournaliers et d’équilibrage.

• Pour leurs offres basées sur le volume dans le marché day ahead,  ces ressources sont rémunérées en fonction des contrats de différence conclus avec des tiers privés ou le secteur public, quel que soit le DAM.

• Dans le cas où ces ressources déclarent ne pas couvrir les différences par des contrats bilatéraux ou publics, elles peuvent participer à un pool non obligatoire (pool d’énergie verte) géré par un organisme public (ou un organisme privé dûment habilité) agissant en tant qu’acheteur et vendeur unique pour les entités de service de charge et les consommateurs.

• Les offres basées sur le volume de ces ressources peuvent correspondre à des ressources groupées qui peuvent inclure le stockage et éventuellement une agrégation d’installations renouvelables. L’exploitant du système examine les offres basées sur le volume du point de vue de la précision des prévisions et des possibilités d’exploitation du système et peut accepter ou réduire les volumes déclarés. La réduction éventuelle suit les règles au prorata.

 • Dans l’étape suivante, le Day Ahead Market considère que les volumes acceptés des ressources ci-dessus qui fonctionnent lorsqu’elles sont disponibles et non à la demande sont des volumes incontournables. Ainsi, l’opérateur de marché soustrait les volumes acceptés des déclarations de chargement. La charge restante (charge nette) correspond à la demande à laquelle les ressources à la demande doivent répondre. Ensuite, les ressources soumettent des offres combinées prix/volume selon les règles actuellement appliquées et le marché est compensé de la même manière qu’il est compensé aujourd’hui.

• Les entités de service de charge et les consommateurs paient à des prix d’équilibre du marché pour l’énergie achetée dans le barrage de charge nette. Ils peuvent également acheter auprès du pool d’énergie verte, si cela fonctionne. Ils ont également des obligations de paiement dans le cadre de CFD qui sont conclus de manière indépendante.

• Les points ci-dessus décrivent un DAM en deux étapes: la première étape effectue l’acceptation et l’agrégation des offres basées sur le volume par les ressources qui fonctionnent lorsqu’elles sont disponibles et non à la demande. La deuxième étape consiste à équilibrer la charge nette (après soustraction des volumes acceptés de la charge) en utilisant les offres des ressources à la demande.

• Les marchés intrajournaliers et d’équilibrage restent inchangés.

Bien que les participants soumettent des offres dans les zones de dépôt des offres, le Day ahead market à deux étapes fonctionne directement au niveau des marchés couplés. La compensation du marché de la charge nette (c’est-à-dire la deuxième étape) tient compte des contraintes d’interconnexion. Ainsi, l’algorithme peut conduire à des prix d’équilibre du marché différents du DAM de deuxième étape en cas de congestion.

• De toute évidence, les fournisseurs et les consommateurs paient la somme pondérée de la rémunération des ressources qui fonctionnent lorsqu’elles sont disponibles et non à la demande, et du prix d’équilibre du marché pour couvrir la charge nette en utilisant des ressources à la demande. Le premier reflète le coût total actualisé des ressources qui fonctionnent lorsqu’elles sont disponibles et non à la demande. Ce dernier correspond à la tarification au coût marginal et peut refléter les prix du gaz naturel.

• Ainsi, si la première étape du Day Ahead Market correspond, comme aujourd’hui, à environ deux tiers de la consommation d’électricité et a par exemple un coût moyen de 80 EUR/MWh et que la deuxième étape du DAM s’efface à 250 EUR/MWh reflétant les coûts de production du gaz, le consommateur paierait (2/3 x 80)+(1/3x250)=137EUR/MWh, ce qui est environ 45% inférieur au coût de l’électricité lors de l’application de la structure actuelle du marché.

Les figures suivantes illustrent le concept de conception du marché. Le premier graphique montre le mix de production d’électricité selon les statistiques d’Eurostat et sa projection future selon le scénario Fit-for-55, en utilisant le modèle PRIMES. Le graphique montre que la production de gaz naturel ne représente que 20 % du total. Cette part diminuera probablement considérablement au cours des prochaines années, dans le contexte des politiques de réduction des émissions de carbone. Dans le même temps, les plans nationaux prévoient une expansion impressionnante des énergies renouvelables qui, avec le nucléaire et l’hydroélectricité (ressources sans coûts marginaux), dominent presque entièrement le système électrique. En conséquence, le rôle du gaz est réduit dans la fourniture de services d’équilibrage et auxiliaires.

Le deuxième tableau calcule les coûts moyens totaux de production et les compare aux coûts marginaux. Il présente deux scénarios de coûts marginaux: le premier correspond à la conception actuelle du marché, où toutes les ressources sont rémunérées aux coûts marginaux du système; La seconde illustre le cas où les volumes de nucléaire, d’hydroélectricité et d’énergies renouvelables ne font pas partie de la rémunération au coût marginal et, par conséquent, le prix de l’électricité est une somme pondérée des coûts moyens alors que le prix de la production de combustibles fossiles est rémunéré au coût marginal. Le tableau montre que la deuxième rémunération combinée au coût moyen et au coût marginal est beaucoup moins chère que la rémunération utilisant entièrement le coût marginal. La rémunération combinée au coût moyen et marginal est le résultat de la conception du marché Day Ahead Market  en deux étapes proposée dans la section précédente.