Réponses et remarques de l’Association PIEBÎEM au groupe de travail RTE sur les analyses de sécurité d’approvisionnement

 PIEBÎEM est partie prenante de la consultation publique organisée par RTE (Réseau de transport d’Electricité) sur le Bilan Prévisionnel 2030-2035 et participe aux groupes de travail dédiés. Dans le groupe de travail consacré à la sécurité d’approvisionnement, PIEBÎEM a fait part de ses inquiétudes sur les risques que fait peser l’intégration d’une part importante d’énergie intermittente fortement variable comme l’éolien en mer sur la sécurité d’approvisionnement

·   PIEBÎEM considère comme assez inquiétante l’intervention de l’ADEME sur la « notion de défaillance qui n’est pas qu’un critère technique, mais aussi politique ; il faut prendre en compte la facilité à accepter la défaillance ». Elle sonne en effet comme un renoncement à assurer la sécurité d’approvisionnement en présence d’un fort taux d’énergies variables intermittentes  et à accepter des flexibilités de force, bon gré, mal gré. On peut se demander dans quelle mesure de telles conceptions sont compatibles avec une volonté de réindustrialisation et jusqu’à quel degré elles sont acceptables par la population.

 

·         PIEBÎEM souligne que malgré une évidente volonté pédagogique de RTE, la démarche probabiliste utilisée pour estimer les risques de défaillances suscite encore des interrogations. Cette démarche a-t-elle fait l’objet de critiques (éventuellement favorables) de gestionnaires de réseau étranger, est-elle aussi adoptée par certains d’entre eux ?  Ne sous-estime-t-elle pas les risques accrus de défaillance qu’entrainera dans le futur un accroissement important des énergies variables intermittentes ?

 

·         Sur ce même sujet, de récentes publications allemandes montrent des résultats assez inquiétants sur l’estimation et les conséquences des « DunkelFlaute » (épisodes météorologiques de vent très réduit) sur un système à fort taux d’Energies Variables Intermittentes.  Le résultat des études sur la fréquence des épisodes de production d’éolien et de solaire quasi nulle montre entre 2010 et 2016 environ 160 épisodes de 5 jours (soit 26 par an) avec une production éolienne inférieure à 5 GW et que chaque année se produit un épisode de 10 à 14 jours de vents faibles.

 

Mais les auteurs de l’étude estiment que, pour la stabilité du réseau, il faut considérer des périodes beaucoup plus longues. Sur une étude utilisant 35 ans de données de séries chronologiques horaires, leur analyse appuie les conclusions antérieures selon lesquelles les périodes où l'approvisionnement est constamment rare ne durent pas plus de deux semaines, mais constate que le déficit énergétique maximal se produit sur une période beaucoup plus longue de neuf semaines. En effet, plusieurs périodes rares peuvent se suivre de près et il existe donc des périodes plus longues qui contiennent une accumulation de périodes fortement déficientes en vent lorsque l'on tient compte des pertes de stockage et des limites de recharge, la période de définition des exigences de stockage s'étend jusqu'à 12 semaines.

Storage requirements in a 100% renewable electricity system: extreme events and inter-annual variability, Oliver Ruhnau and Staffan Qvist 2022 Environ. Res. Lett. 17 044018, (2022)

RTE a-t-il le même type de réflexion concernant les incidences de l’accroissement de production ENR variables intermittentes et non corrélées à la demande ? 

Nb voir aussi sur ce sujet https://vivrelarecherche.blogspot.com/2023/06/rte-alerte-sur-laugmentation-des.html

 

·   S’il en était encore besoin ( ?), la présentation de RTE a montré qu’il existe de nombreuses externalités négatives économiques et techniques des ENR en terme de stabilité du réseau : besoins en stockage, besoins en inertie, dégradation économique et technique des pilotables en suivi de charge, épisodes de surproduction. PIEBÏEM considère que ces externalités négatives devraient être prises en charge par les producteurs ENR et que dans tous les scenarios et présentations, leur coût, lorsqu’il peut être estimé, devrait être clairement attribué aux ENR.

 

·         Concernant les problèmes posés par le manque d’inertie des systèmes à fort taux d’ENR , Mathieu Hochet, spécialiste « Offshore Wind », Total Energies a déclaré devant l’Académie des Technologies : lorsque les énergies renouvelables, généralement intermittentes, représenteront plus de 50 % du mix électrique, il sera particulièrement délicat de rétablir la tension sur le réseau en cas de black-out. Confirmez-vous cette analyse ?

Le mot de black out semble devenir tabou, pourtant de faibles incidents d’ailleurs  assez récurrents entre la Serbie et le Kosovo ont entrainé (par exemple, le 10 janvier 2019) une baisse de fréquence sur l’ensemble des pays européens ; l’effondrement a pu être évité de justesse par la déconnexion d’industriels électrointensifs mais la résilience du réseau européen à de tels incidents pourtant mineurs peut poser question, surtout avec l’augmentation du taux de pénétration des « ENR ».

 

·     Ainsi qu’il a été évoqué par plusieurs participants, le suivi de charge des ENR par le nucléaire retentit sur ses performances technologiques et sa rentabilité économique  et pourrait en fait impacter la durée de vie des centrales nucléaires…dont la prolongation est indispensable à la sécurité d’approvisionnement. En particulier, la modulation de la production est actuellement utilisée pour optimiser la gestion du combustible et la répartition des arrêts de tranche, qui est aussi un facteur éminemment important de résilience pour passer des périodes difficiles.  La réponse de RTE à ces préoccupations semble être que la modulation du nucléaire pour suivi de charge des ENR remplacera la modulation pour gestion du combustible, ce qui est assez inquiétant quant à la sécurité d’alimentation.

Ce phénomène ne se produit-il pas déjà ? RTE vient de demander à EDF de décaler d'un mois la visite décennale de la tranche 2 de Blayais. Est-ce en en raison de la variabilité des ENR dans la période considérée ? Quelle en est l’incidence sur la sécurité d’alimentation ?

 

·        Au-delà se pose la faisabilité même du suivi de charge par le nucléaire de productions électriques à forte variabilité instantanée comme l’éolien marin, certains considérant qu’il ne peut être accompli que par des centrales à gaz de dernière génération.

 

RTE peut-il fournir une estimation du nombre de nouvelles centrales à gaz qu’il faudrait construire pour assurer un suivi de charge techniquement réaliste et économiquement supportable des Energies Variables Intermittentes, en fonction de leur taux de pénétration et de leur nature ( éolien terrestre, marin, solaire) ?

 

·    Concernant l’hydrogène, PIEBÎEM  note que RTE constate que « des modes spontanément peu flexibles sont envisagés par les industriels ». C’est assez peu surprenant, si l’on prend en compte les avertissements de l’Académie des technologies et de la Commission de Prospective de la CRE. Ainsi, les épisodes de prix négatifs « ne permettent cependant pas de justifier l’hypothèse parfois avancée d’un stockage d’énergie alimenté uniquement par une électricité fatale. Le coût d’investissement des électrolyseurs est élevé et ils ne peuvent se contenter de fonctionner exclusivement dans les périodes de surplus d’électricité ; la rentabilité de la production d’énergie intermittente implique qu’elle soit vendue en moyenne à un prix égal à son coût de production actualisé (Leverage Cost of Electricity), ce qui est retenu dans les évaluations ci-après….Il convient donc de prendre en compte les coûts réels de revient de l’électricité renouvelable proposés par la Cour des comptes en 2018, portant le kg d’hydrogène entre 7 à 9,5 €. S’ajoutent, le cas échéant, des coûts de stockage (compression, réservoirs…) de 0,5 à 1 €/kg. » (https://www.academie-technologies.fr/blog/categories/publications-de-l-academie/posts/l-)

Ou :  la solution qui  « consiste à relier directement les électrolyseurs à une source d’énergie renouvelable et de n’utiliser que les surplus de production d’électricité pour produire de l’hydrogène, afin de bénéficier des prix les plus bas. Ce fonctionnement s’avère être le plus onéreux, car le taux de charge des électrolyseurs est particulièrement faible compte tenu de l’intermittence des renouvelables… cette configuration oblige à surdimensionner l’électrolyseur pour qu’il puisse recevoir le plus possible d’électricité produite par la centrale. Elle ne présente  aucun espoir de rentabilité même à moyen terme avant 2030 » (Comité de prospective de la CRE_ Le vecteur hydrogène)

    De façon générale, l’association  PIEBÎEM appelle RTE à ne pas sous-estimer les dangers d’un taux important de pénétration des Energies Variables Intermittentes sur la stabilité du réseau et la sécurité d’alimentation, à éviter de recourir à de la « flexibilité magique »  et à en peser soigneusement les conséquences, notamment en terme d’équipement en pilotable gaz. PIEBÏEM considère que l’ensemble des données présentées doit inciter à une remise en cause drastique des objectifs de développement de l’éolien en mer dont les coûts intrinsèques déjà élevés sont démultipliés par l’exigence de compenser une forte variabilité, à supposer même qu’il soit possible d’écarter les dangers qu’elle fait peser sur la sécurité d’alimentation.

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.