Les marchés de l’électricitéPlan de la présentation 1 Organisation générale du secteur...

Les marchés de l’électricité

Marie Petitet

ENSTA, EAE22

29 avril 2016

Introduction

À quel prix payez-vous l’électricité ?

La consommation électrique en France est-elle constante dans le temps ? Quels sont les facteurs qui l’influencent ?

Quelles technologies de production connaissez-vous ? Quelles sont les différences techniques et économiques ?

Pourquoi avoir plusieurs technologies de production de l’électricité ?

3

À quel prix payez-vous l’électricité ?

0,15 €/kWh (tarif règlementé pour les particuliers)Ce prix est constant et ne dépend pas du moment de consommation.

Plan de la présentation

1 Organisation générale du secteur électrique

2 Les différents marchés électriques

3 Focus : mécanismes de capacité

4 Focus : effacements de consommation

5 Focus : énergies renouvelables

Disclaimer: The views, assumptions and opinions expressed in this presentation are those of the author and do not necessarily reflect the official policy or position of RTE (Réseau de transport d’électricité).

4

5

Organisation générale du secteur électrique

1

6

La spécificité de l’électricité

L’électricité ne se stocke pas !

impossible

Par conséquent, il faut respecter à tout instant :

7

Diversité de production et principe du merit-order

Prix (€/MWh)

Quantité (MWh)

Le principe du merit-order

demande offreÀ court-terme,

connaissant le parc de production...

• Pour répondre à tout instant à la demande (quasi-inélastique) d’électricité, je dispose de centrales de production avec des contraintes dynamiques différentes (durée de démarrage, temps de fonctionnement minimal, durée d’arrêt minimal, gradient de montée en puissance, etc.) .

• Dans quel ordre se fait l’utilisation des différents moyens de production ?

8

Construction du parc à long-terme

Les différentes technologies de production se caractérisent par :• un coût fixe annuel (incluant l’investissement)• un coût variable de production

base

nucléaire

semi-base

Centrale charbon ou gaz

pointe

Centrale fioul

Quelle est la structure du parc qui permet de servir la demande à moindre coût ?

Coût fixe(€/MW.an)

Coût variable(€/MWh)

9

Construction du parc à long-terme

durée

Coût Total (€/MW)

Fictive

Base

Semi-basePointe

KP

KB

KSB

H0 H1 H2 H3 = 8760 h

durée

Demande électrique (MW)

Base

Semi-base

Pointe

Défaillance

H0 H1 H2 H3 = 8760 h

Coût total annualisé

en €/MW

Monotone de

charge en MW

Parc « adapté »

10

Coûts des différentes filières

Levelized cost of electricity (LCOE) ou coût complet

• généralement utilisé pour comparer les différentes technologies.• correspond au coût de production en €/MWh incluant tous les coûts liés à la production.

De quelles données a-t-on besoin ?

Coût variable

Coût d’invest.Coût

O&M Durée de vie

LCOE = + +Volume annuel

1.

r.

1-(1+r)^

Coût variable (€/MWh)

Coût d’investissement (€/MW)

Coût O&M (€/MW.an)

Durée de vie (an)

Volume de production annuel (MWh/an)

Taux d’actualisation : r

Comment le calculer ?

-

11


Pour r = 5%

Estimations France

Pour r = 10%

Sources : IEA / OCDE, Coûts prévisionnels de production de l’électricité, Edition 2010.

12


Pour r = 5%

Estimations Etats-Unis

Pour r = 10%

Sources : IEA / OCDE, Coûts prévisionnels de production de l’électricité, Edition 2010.

13

Les différentes activités du secteur électrique

Production

Transport

Distribution

Clients industriels

Clients résidentielsFourniture

14

Histoire du secteur électrique

Les débuts de l’industrie électrique

Industrie fragmentée(Réseaux très locaux et sous régime de propriété privée)

Victoire du courant alternatif sur le continu et adoption du triphasé

Électrification massive

Éclairage public, trains, appareils électriques

domestiques

Investissements publics : premiers barrages

Réseau régionaux mais encore peu maillés

Remise en cause du

monopole dans la

littérature éco.

La fin du monopole

Production : Apparition des CCGet diminution des

éco. d’échelle

Avènement du libéralisme

(Thatcher, Reagan)

Libéralisation réussie des télécoms

Nationalisation

Économies d’échelle

Intégration verticale du secteur + régulation

Début des réseaux maillés interconnectés

1970 19901879 1960 19801920 1945

1957: Traité de Rome « abolition, entre les Etats membres, des obstacles à la libre circulation des personnes, des services et des capitaux »

15

Histoire du secteur électrique

Paquet énergie et climat

Objectifs 20-20-20

Marché unique de l’électricité

1ère directive

Ouverture du marché européen à

la concurrence

Accès au réseau, choix du

fournisseur…

Loi du 10 février

2000

Transposition française

tardive de la 1e

directive

Loi du 9 août 2004

Transposition française la 2e

directive

2ème directive

Séparation juridique des GRT

Désignation d’un régulateur

indépendant

Ouvertureprogressive à la

concurrence

Loi NOME

Transpose le Paquet énergie et climat

Arenh,Mécanisme de

capacité

2000 2003 2008 20101996 2004

(Nouvelle Organisation du Marché Electrique)

16

La régulation du monopole

Coût marginaldécroissant

Demande

Revenu marginal

132

1 Concurrence pure et parfaiteCoût marginal = Prix de marché Cela correspond à l’allocation optimale.

2 Le monopole Il est tenté de fixer sa production telle que son coût égale son revenu marginal : sous-allocation et prix très élevé.

3 Régulation du monopoleLa tarification du monopole au coût marginal n’est pas viable : il n’est pas rentable. Solution possible : tarification au coût moyen.

Régulation nécessaire !

Quantité

Pri

x

L’approche généralement retenue consiste à fixer le prix de vente du

monopole à son coût moyen.

L’entreprise monopolistique produit moins et vend plus cher que le marché en concurrence

pure et parfaite.

Les industries caractérisées par des coûts marginaux

décroissants sont qualifiées demonopoles naturels.

Perte de surplus

Perte de surplus

17

La critique du monopole et de la régulation

Faut-il réguler / règlementer le monopole ?

Quelles solutions ?

• Mise en place de dispositifs correctifs (mécanismes incitatifs, institutions, etc).

• Libéralisation, mise en concurrence.Dans l’air du temps des années 1980…

prescription de l’économie publique

• Le régulateur est désintéressé et préoccupé uniquement d’efficacité allocative.

• Les questions redistributives (partage du surplus entre producteur et consommateur) sont laissées aux institutions politiques.

Cette approche a prévalu dans les années 1940-50 au moment de la nationalisation

approche critiquée par l’économie politique (entre autres)

• Le régulateur est vénal et préoccupé de son intérêt individuel.

• Asymétrie d’information, crédibilité du régulateurqui décide à la place du marché.

• Le lobbying pratiqué pour infléchir la réglementation est coûteux et improductif ; il profite essentiellement aux entreprises.

Critique développée dans les années 1960-70.

18

Consommation en France

Quels sont les facteurs qui influencent la consommation ?

L’activité économiqueLa météo : température, ensoleillement , etc.Des nouveaux usages, comme les véhicules électriques, etc.

Source : RTE, Eco2mix

19


20


Allure d’une semaine d’hiver

(24 au 30 novembre 2014)

Pointe de 19h

Creux de 16h

Creux de la nuit

Week-end

Pointe de 12h

21


Allure d’une semaine été

Creux de la nuit

Week-end

Pointe de 12h

22

Le parc de production en France

Puissance installée (MW) en France

Données : RTE, 2015.

MW

23


Source RTE, Bilan Prévisionnel 2014.

Répartition par filières de l’énergie électrique produite en 2013

Source RTE, Bilan Prévisionnel 2014.

24


Source : OECD/IEA 2014

Energie produite en France : part des différentes technologies

25

Les interconnexions

Source : CRE

26

Enjeux environnementaux

0

1

2

3

4

5

6

1990 1995 2000 2005 2010 2012

10

9t

équ

ival

ent

CO

2

Années

FR UK ALL IT

ESP POL UE 15 UE 28

Emissions totales de CO2 en Europe de 1990 à 2012

0

1

2

3

4

5

6

1990 1995 2000 2005 2010 2012

10

9t

équ

ival

ent

CO

2

Années

Industries de l'énergie Total

Contribution du secteur énergétique (UE 28)

27

Le responsable d’équilibre

Le concept de responsable d’équilibre permet d’inciter les acteurs à respecter l’équilibre offre – demande.

Le responsable d’équilibre porte la responsabilité financière de la livraison physique de l’énergie. Il s’engage financièrement à compenser les écarts entre l’énergie injectée et l’énergie soutirée sur son périmètre.

+ -

Énergie injectée Énergie soutirée

Écarts = énergie injectée – énergie soutirée

Si écarts ≠ 0 :

Le responsable d’équilibre verse une contrepartie financière au prix de règlement des écarts.

28

Le périmètre d’un responsable d’équilibre

Réseau Public Distribution

Réseau Public Transport Marchés étrangers

Site production

Site

Site

Site

Import global

Export global

NEB REImport client

NEB site

RE 1

bourse

RE 2

29

Les différents marchés électriques

2

30

Les marchés électriques

Marchés de gros de l’électricité (wholesale markets)

Producteurs

Marchés de détails de l’électricité (retail markets)

Fournisseurs Fournisseurs



Fournisseurs Consommateurs

31

L’échelle temporelle des marchés

J-XDe plusieurs années à

quelques jours à l’avance

• Contrats à terme• Options

• Marché de gré à gré bilatéral• Bourse

J-1

« Day-ahead »

• marché de gré à gré • Bourse

Un jour à l’avance

Marché infrajournalier

• Marché de gré à gré bilatéral• Bourse

Mécanisme d’ajustement

Le jour même

J=livraison

32

Coordination des marchés

Long terme Adéquation

Gestion du réseau

Production

Fourniture

Temps réelSureté du système

Court termePlan de production

Développement de l’infrastructure /

raccordement

Constitution d’un portefeuille de

soutirages

Investissement dans les moyens de production

Consommation physique (soutirages)

Préparation de la gestion de l’équilibre des

flux

Exploitation du système électrique

Production physique (injections)

Détermination des programmes de

production

Evaluation des volumes soutirés par les clients

Volume, localisation, timing des investissements

Gestion du risque prix Gestion du risque volume

Consommation physique (soutirages)

Exploitation du système électrique

Production physique (injections)

Fonctionnement en temps réel

Respect des contraintes physiques

33

Le marché de détail

Le marché de détail concerne les particuliers et les petites entreprises.

Depuis 2007, chaque consommateur a le choix entre :

Les offres à des tarifs réglementés dont les prix sont fixés par les pouvoirs publics

Les offres de marché dont les prix sont fixés librement par les fournisseurs

Source : CRE

Répartition au 30 septembre 2014

34

Le marché de détail : prix pour le résidentiel

Panorama européen du prix de détail pour un client type résidentiel en 2014

35

Le marché de détail : prix pour l’industrie

Panorama européen du prix de détail pour un client type industriel en 2014

36


0

50

100

150

200

250

300

Typicalhousehold

Mediumindustrialconsumer

Largeindustrialconsumer

France Germany

Electricity prices (2012)€ / MWh

Source: Eurostat-2012

2.5-5 MWh/year 0.5-2 GWh/year 70-150 GWh/year

37


Source: DG Trésor, Nov 2013, Comparaison des prix de l’électricité en France et en Allemagne.

Les composantes du prix de l’électricité pour les particuliers

38


Les composantes du prix de l’électricité pour les particuliers : comparaison France - Allemagne

0

50

100

150

200

250

300

FR ALL

Taxes

TVA

Politiques de soutien

Transport et distribution

Energie et fourniture

(60€)

(11€)

€/M

Wh

Structure des prix de l’électricité en France et en Allemagne pour un client résidentiel (en 2013)

39

Contribution au service public de l’électricité (CSPE)

Source: CRE, oct 2014, La contribution au service public de l’électricité (CSPE) : mécanisme, historique et prospective.

40

Contribution au service public de l’électricité (CSPE)

Source: CRE, oct 2014, La contribution au service public de l’électricité (CSPE) : mécanisme, historique et prospective.

41

Fonctionnement du marché de gros

Source : CRE, Rapport sur le fonctionnement des marchés de gros (2014)

Négoce en 2013des transactions se font via la Bourse14%

des transactions se font de gré à gré (OTC).86%

Marché organisé (via une Bourse) : les offres d’achat ou de vente se font auprès de la Bourse, pour des produits standardisés. En fonction des offres reçues, la Bourse organise les transactions.

Transaction de gré à gré (OTC) : les deux parties négocient librement la transaction.

42

Volumes sur le marché de gros

43

Marché J-1 (day-ahead) Fr

Source : Epex Spot, journée du 29 avril 2016

44


Source : Epex Spot, année 2010

45



Baisse des prix

46



47

Marché à terme Y+1

48

Des prix négatifs ?

-250 €

-200 €

-150 €

-100 €

-50 €

- €

50 €

100 €

150 €

200 €

250 €

-25000

-20000

-15000

-10000

-5000

0

5000

10000

15000

20000

25000

Pro

du

ctio

n é

olie

nn

e (

MW

)

Wind DE (D-1 forecast)

Wind FR (D-1 forecast)

Spot DE

Spot FR

Prix spot et production éolienne en France et en Allemagne du 24 au 27 décembre 2012

24/12/2012 25/12/2012 26/12/2012 27/12/2012

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Le besoin de réserve

À cause du caractère non stockable de l’électricité, il faut s’assurer qu’à tout instant la production soit égale à la consommation (équilibre offre – demande).

Pour cela, il est indispensable de s’assurer que le système possède des réserves de production suffisantes pour faire face aux aléas en temps réel.

Les principaux aléas sont : • l’aléa sur le niveau de la consommation (lié à la météo)• la panne fortuite d’un moyen de production

Les différents types de réserve

RéserveDélai

d’activationModalité Participation

Primaire 30 s Asservissement à l’écart de fréquence

Obligatoire

Secondaire 6 min 30 s Asservissement au niveau de téléréglageenvoyé par RTE

Obligatoire

Rapide 13 min Via le mécanisme d’ajustement

Volontaire

Complémentaire 30 min Via le mécanisme d’ajustement

Volontaire

50

Détermination des besoins de réserve

Le gestionnaire du réseau (RTE) défini le besoin de réserve et constitue les réserves auprès des acteurs du marché.

RéserveDélai

d’activationDétermination du besoin Volume

Primaire 30 s 3 000 MW au niveau européen, répartis entre les pays.

570 MW

Secondaire 6 min 30 s En fonction de la consommation et des échanges.

500 à 1 000 MW700 MW en moyenne,

fixé au pas 30 min

Rapide 13 min Valeur fixe à l’année 1 000 MW

Complémentaire 30 min Valeur fixe à l’année 500 MW

51

Constitution des réserves

Réserve Mode de constitution Rémunération

Rapide et complémentaire

Appel d’offres annuel (article L. 312-12 du Code de l’énergie)

Prix de marchéLes acteurs retenus lors de l’appel d’offres reçoivent une prime fixe. En contrepartie, ces acteurs s’engagent à déposer tous les jours la puissance contractualisée sur le mécanisme d’ajustement.

Primaire et secondaire

Obligation légale (article L. 321-11 du Code de l’énergie) 18€/MWh

(approbation par la CRE)

Les acteurs peuvent s’échanger leurs obligations de réserve (en gré à gré ou via un marché organisé).

52

53

Le mécanisme d’ajustement

Le mécanisme d’ajustement permet d’assurer le besoin du système :- équilibre offre-demande- congestions du réseau- reconstitution des marges

Concerne la réserve tertiaire (réserve rapide et réserve complémentaire)

L’offre d’ajustement est l’ensemble : prix / conditions d’utilisation de l’offre.

Les conditions d’utilisation de l’offre recouvrent différents paramètres dont :

Le délai de mobilisation

Les puissances minimale/maximale offertes

Les durées minimale/maximale d’utilisation

L’énergie maximale/minimale

Le nombre d’activation

….

Une offre peut être à la hausse, ou à la baisse.

Puissance minimale d’une offre : 10 MW

54

Illustration du mécanisme d’ajustement

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

Aju hausse total Aju baisse total Aju hausse P=C Ajus baisse P=C Tendance

MW

55


-30 000

-20 000

-10 000

0

10 000

20 000

30 000

Baisse

Hausse

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Soit environ 1% de la consommation France.

Energie moyenne (MWh) ajustée par jour

56


Janvier 2015

Source : RTE, bilan mensuel du mécanisme d’ajustement, 2015.

Hors p=c : pour cause réseau, système ou marge.

57


Janvier 2015

Source : RTE, bilan mensuel du mécanisme d’ajustement, 2015.

58

Focus : Mécanismes de capacité

3

59

Fondements des mécanismes de capacité

Postulat de départ : un manque de capacité (pour différentes raisons)

Idée : rémunérer le fait qu’une centrale soit disponible (et donc utile au système en cas de besoin)

Cela permet d’assurer un niveau de capacité plus important et donc de répondre au postulat de départ.

60

Différentes architectures

Mécanismes de capacité

Basé sur les prix

Versement d’une prime fixe aux capacités

Paiement de capacité

Basé sur les volumes

Marché de la capacité pour atteindre un niveau

de sécurité cible

Marché de capacité

Ciblé (certaines capacités)

Pour l’ensembledes capacités

Sécurisation de quelques centrales en dehors du

marché

Réserves stratégiques

En France

61

Mécanismes de capacité en Europe

Paiement de capacité –existant

Marché de capacité –existant

Réserve stratégique –existant

Mécanisme de capacité –nature à l’étude

Pas de mécanisme de capacité – « Energy Only »

62

Accompagner la transition énergétique (Fr)

Inciter à la maîtrise de la pointe de consommation Réduire la pointe électrique (Rapport Sido Poignant) Développer les effacements (Rapport Sido Poignant & Loi Brottes)

Maîtriser l’économie du dispositif Signaux économiques pertinents pour garantir la sécurité d’alimentation Coûts pour les consommateurs maîtrisés

Assurer la sécurité d’alimentation selon le niveau de sécurité d’alimentation déterminé

par les pouvoirs publics français (3h de délestage par an).

• Croissance de la pointe de consommation

• Participation insuffisante des effacements aux marchés de l’électricité

• Perspectives de déclassement économique pour des centrales utiles à l’équilibre du système.

2009-201

0

2010-

2014

Diagnostic

Compléter les signaux du marché par un mécanisme de capacité :

• Permettre la participation des effacements

• Disposer d’un outil adapté à l’évolution structurelle du mix français et permettant de disposer d’informations fines sur la disponibilité des moyens

• Garantir la sécurité d’approvisionnementgrâce à un mécanisme de marché

Améliorer le fonctionnement du marché de l’énergie :

• La participation directe des effacements à tous les mécanismes de marché

• La poursuite de l’intégration transfrontalière

• La réforme annoncée des mécanismes de soutien aux EnR

Évolutions

Les évolutions du marché électrique

63

64

Le mécanisme de capacité français

Marché de capacitésMarché de capacités

Critère de sécurité d’approvisionnementdéfini par le Ministre.(espérance de défaillance = 3h/an)

Obligation portant sur les fournisseursd'acquérir des garanties de capacité pour couvrir la consommation de leurs clients à la pointe.

Engagement de la part des exploitants de capacitéà rendre leurs capacités disponibles pendant les périodes de pointe. En échange, ils reçoivent des garanties de capacité qu’ils peuvent valoriser.

Participation des effacementsVia la certification comme les moyens de production ou via une réduction de l’obligation.

Marché de capacité

Critère de sécurité d’approvisionnement

Offre de garanties

Méthode decalcul de

l’obligation

Certification

CapacitésObligation des fournisseurs

Engagement de disponibilité

Le prix de la capacité reflète le coût de la sécurité d’approvisionnement pour chaque année de livraison

Vérification du montant de garanties versus consommation à la

pointe

Échanges de garantiesDemande de

garanties

Contrôle de la disponibilité

65

L’obligation des fournisseurs

Elle reflète leur contribution au risque de défaillance.

Chaque fournisseur doit justifier qu’il est en mesure de satisfaire laconsommation des ses clients à la pointe, à travers la détention de « garantiesde capacité »

Ob

ligat

ion

de

cap

acit

é

Fournisseur 1 Fournisseur 2 Fournisseur 1 Fournisseur 2

L’obligation de capacité est calculée sur la base du profil de consommation des clients à la pointe (PP1).

Consommation agrégée des clients des fournisseurs d’électricité sur l’année

Montant de l’obligation en capacité de chaque fournisseur

Pointe Pointe PointePointe

66

La certification des capacités

Capacité 1 Capacité 2 Capacité 1 Capacité 2

Disponibilité de deux capacitéssur l’année

Niveau de capacité effectifde chaque capacité

Pointe Pointe PointePointe

Le niveau de capacité certifié […] reflète la contribution de cette capacité à la réduction du risque de défaillance pendant l’année de livraison.

Le niveau de capacité est calculé sur la base de la disponibilité de la capacité pendant la pointe (PP2).

Niv

eau

de

cap

acit

é

67

Temporalité du mécanisme de capacité (Fr)

Certification des capacités Vérification par RTE

de la disponibilité des capacités

(PP2)

Calcul par RTE de l’obligation des

fournisseurs(PP1)

Règlement financier

(montant détenu insuffisant)

…Certification des nouvelles

capacités

(possibles) sessions de marché organisé

Marché de capacité à terme

Règlement des écarts (capacités

certifiées non disponibles)

3-4 ans

Rééquilibrages

Evaluation du besoin en garanties

Année de livraison

Développement d’actions de maitrisede la pointe

Fou

rnis

seu

rsP

rod

uct

eu

rs

• Les règles du mécanisme de capacité sont entrées en vigueur en janvier 2015.

• Ces règles ont été proposées par RTE, conformément au décret sur le mécanisme de capacité, et après un intense travail de consultation avec les acteurs du système électrique et une coordination avec les pouvoirs publics.

• L’adoption des règles par la Ministre en charge de l’énergie représentait la dernière étape réglementaire nécessaire pour la mise en œuvre opérationnelle du mécanisme français.

• Concrètement :

• La première année de livraison est 2017.

• Le processus de certification des capacités démarre le 1er avril 2015.

• Les échanges démarrent en avril 2015.

• Une enchère organisée par EPEX SPOT aura lieu en novembre 2015.

Lancement du mécanisme de capacité (Fr)

68

69

Focus : effacements de consommation

4

70

Définition d’un effacement

« Sur sollicitation externe, baisse de la puissance électrique appelée au point de raccordement pendant un temps donné, résultant d’une action qui modifie le comportement du consommateur » Source : RTE, GT CURTE Valorisation des effacements de consommation.

Report

Puissance

Temps

Puissance de référence Energie

effacéePuissance

ajustée

Ordre de l’opérateur d’effacement

Difficultés :• La mesure (ou estimation) de la puissance de référence

Comment mesurer l’absence de consommation ?

• Influence du report pour la mise en place des mécanismes ?

71

Les opérateurs d’effacements

EDF procède à des effacements depuis longtemps, notamment avec les contrats à option Effacement des Jours de Pointe (EJP, plus disponible à la souscription)

De nouveaux acteurs se sont développés sur ce segment de marché :

Des fournisseurs ou filialesEdelia (EDF), GDF Suez Provalys, E.ON Energy, Alpiq Energie France, Dalkia, etc.

Des consommateursAir Liquide France Industrie, Solvay Energy, Rhodia Energy, etc.

Des opérateurs d’effacementsNovawatt, Energy Pool, EnerNOC, Smart Grid Energy, Actility(industriels et entreprises), Voltalis (particuliers), etc.

72

La diminution des capacités d’effacement

Pour faire face aux pics de consommation liés au chauffage électrique, EDF a développé lescapacités d’effacement en substitution de production d’extrême pointe.

Les tarifs d’Effacements Jours de Pointe (EJP, Tempo)

Ces effacements sont activables 22 jours par an (pendant 18 heures) par EDF. Ils sont régionalisés et permettent de gérer de manière indépendante les consommations en Bretagne ou dans le Sud-Est de la France.

Les capacités d’effacement n’ont jamais retrouvé le niveau qui était le leur avant l’ouverture des marchés…

2000 2013

6,5 GW

2,8 GW

EJP

+ T

em

po

73

La place des effacements

Appels d’Offres spécifiques organisés

par RTE (réserves, effacements).

Mécanisme d’Ajustement ouvert

aux effacements depuis sa mise en place en

2003.

Valorisation directevia la certification des

effacement comme toutes les autres capacités.

Réduction de l’obligation de capacité pour les fournisseurs.

Valorisation directe sur les marchés de

l’énergie.

Optimisation de portefeuille des

fournisseurs.(réduction des coûts de

sourcing en énergie)

Ajustement Marchés PortefeuilleC

apac

ité

Éne

rgie

Mécanisme de CapacitéEn vigueur

En vigueur NEBEF En vigueur

74

Un nouveau mécanisme de marché : NEBEF

Objectif : Rendre possible la valorisation d’un effacement par un opérateur d’effacement sans accord préalable du fournisseur d’électricité du site effacé.

La loi prévoit deux dispositifs de transfert de valeur aux opérateurs d’effacement:

NEBEF : Transfert d’énergie vers l’opérateur d’effacement en contrepartie d’un versement

• La possibilité, pour un opérateur d'effacement, de procéder à des effacements de consommation, indépendamment de l'accord du fournisseur d'électricité des sites concernés, et de les valoriser sur les marchés de l'énergie.

• Un régime de versement de l'opérateur d'effacement vers les fournisseurs d'électricité des sites effacés : Ce régime de versement est établi en tenant compte des quantités d'électricité injectées par ou pour le compte des fournisseurs des sites effacés et valorisées par l'opérateur d'effacement sur les marchés de l'énergie ou sur le mécanisme d'ajustement.

Une prime versée à l’opérateur d’effacement financée par la CSPE (Contribution au Service Public de l’Electricité)

Une prime est versée aux opérateurs d'effacement,prenant en compte les avantages de l'effacement pourla collectivité.Le décret prévu à l'article L. 271-1 fixe la méthodologieutilisée pour établir une prime versée aux opérateursd'effacement au titre de leur contribution aux objectifsdéfinis aux articles L. 100-1 et L. 100-2 et des avantagesprocurés à la collectivité, notamment en matière demaîtrise de la demande d'énergie ou de sobriétéénergétique.Ce même décret précise également les modalités selonlesquelles les ministres chargés de l'économie et del'énergie arrêtent, après avis de la Commission derégulation de l'énergie, le montant de cette prime.

75

La mise en œuvre : les étapes principales

2013 2014

S1 S2 S1

Cadre institutionnel

(loi)

Dispositiftransitoire

(instauré par les règles proposées

par RTE)

Cadre pérenne(instauré par le

décret)

CRE consulte CE et AC sur décret

Mai : RTE consulte les

acteurs sur un projet de règle

Mi juin : RTE saisit la CRE sur projet de

règle

Avril : promulgation loi

Brottes

JuilletLa CRE rend sa proposition de

décret

Octobre Publication du

décret

RTE consulte acteurs

sur règles pérennes

1er juillet : 1ère

NEBEF opérationnel

NovembrePublication de

l’arrêté fixant le montant de la prime

Octobre : RTE consulte les

acteurs sur un projet de règles

Novembre: RTE saisit CRE sur projet

de règles

Fin 2013 : NEBEF pérenne + Prime

CSPE opérationnels

Fournisseur

Consommateur

Opérateur d’Effacements

Marché de l’énergie

76

Principe de fonctionnement

€Compensation éventuelle

(contrat privé)

contrôle

€

Prime CSPE

€

€Prix régulé

€Prix régulé

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Fonctionnement physique

Physiquement, un transfert de NEB (Notification d’Echange de Bloc) est organisé du responsable d’équilibre (RE) effacé vers le RE effaceur.

78

Enjeux économiques

Un dispositif pionnier au niveau européen

– Permet aux opérateurs d’effacement et aux consommateurs de devenir des acteurs à part entière du marché, sans dépendre des fournisseurs

– Jusqu’ici seul le MA permettait de valoriser l’effacement : volumes insuffisants

Le développement de l’effacement devrait être assuré par l’ensemble des dispositifs mis en place

– L’effacement sera valorisé:

- Sur le marché énergie via NEBEF;

- Sur le marché de la capacité (à compter de 2016) ;

- Par une subvention (prime CSPE).

Un potentiel de plusieurs GW selon les acteurs

Bénéfices estimés

• Conformité à la Directive Efficacité Energétique

• Gains de Surplus Social estimés entre 10 et 50 M€/an par GW

Tarif(part fourniture)

Surplus Social

79

Enjeux pour les acteurs

Acteurs Intérêts Préoccupations

Fournisseurs

Opérateurs d’effacements

Etat français

• Prix de versement suffisamment élevé pour ne pas être lésés.• Soucieux de valoriser leurs propres effacements.• Crainte de voir les effacements « tarifaires » existants « détournés » par des Opérateurs d’effacement.

• Prix de versement suffisamment bas• Prime CSPE élevée• Souplesse sur le segment des gros consommateurs : rendre optionnel le dispositif régulé

Valeur économique des effacements.

• Ne pas alourdir la facture du consommateur final.

•Intérêt de l’effacement (rapport Sido Poignan).•Politiquement, la signature du décret a été motivée par la volonté de lancer la filière effacement, perçue comme vertueuse sur les plans environnemental et économique.

FOCUS : Les énergies renouvelables dans le marché

de l’électricité

5

80

81

Focus : Les énergies renouvelables dans le marché de l’électricité

1 Pourquoi les EnR ?

2 Comment développer les EnR ?

3 Cas d’étude : développement de l’éolien

par le marché de l’énergie

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Énergies de flux

Intermittence Prévisible mais pas de façon parfaite

Très peu émettrice de gaz à effet de serre

Énergies renouvelables ?

83

Pourquoi en parle-t-on autant ?

Mais pas seulement…

Promotion du secteur (emplois, savoir-faire…)

Indépendance énergétique

Enjeux environnementaux

http://www.epa.gov/climatechange/ghgemissions/global.html

http://www.epa.gov/climatechange/ghgemissions/global.html

84

Considérations technico-économiques

Énergies marines Solaire thermique Solaire PV Éolien Hydro

Géothermie

Biomasse

Maturité économique / déploiement de la filière

Solaire PV Éolien

Caractéristiques de production

FATAL intermittent FATAL régulier DISPATCHABLE

Énergies marines

Solaire thermique

Hydro de lac

Géothermie Biomasse

Solaire PV

Éolien

Hydro fil de l’eau

85


Source : Franhofer, novembre 2013, Levelized cost of electricity renewable.

86


87

Quelles possibilités de soutien aux EnR?

Appels d’offres

Prix garantis/Tarif d’achat

Obligations

Certificats échangeables

Compteurs en temps réel

Tarification verte

Programmes volontaires

Achats du gouvernement

Exemption de certaines taxes

Crédit d’impôts à l’investissement

Exemption des taxes de propriétés

Subventions

Achat de l’Etat

Financement par tierce partie

Exemptions gestion du système

Déduction de taxes pour les consommateurs

Crédit d’impôts

Suppression de taxe (TVA)

Financement par tierce partie

Demande / ConsommationOffre / Production

Éne

rgie

Cap

acit

é

Mesures financières : aide à l’investissement

Mesures fiscales

Mesures réglementaires

Mesures financières : aide à la production

Soutien à la recherche

Traçabilité

…

88

Prix ou quantités ?

Objectif : promouvoir les technologies peu émettrices de gaz à effet de serre. On parle d’internalisation des externalités négatives sur l’environnement.

Par les prix Par les quantités

Taxe

XX € pour chaque tonne de CO2 émise

On impose à chaque producteur de produire XX % d’énergie à partir de sources renouvelables.

Un producteur peut choisir de déléguer son quota à un autre producteur (contre paiement).

Subvention

XX € versé pour chaque MWh« vert » produit

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Les obligations d’achat en France

Éolien terrestre

Tarif d’achat garanti82 €/MWh (pendant les 10 premières années, puis

dépend de la production moyenne)

Éolien offshore

Tarif d’achat garanti,montant déterminé par AO

Solaire photovoltaïque

Tarif d’achat garantiInstallations < 100 kWc : tarif régulé

Installations > 100 kWc : appels d’offres

15 ans 20 ans

Petit hydraulique, biomasse, géothermie, cogénération, déchets ménagers, biogaz,

méthanisation…

Tarif d’achat garantimontant dépendant de la filière

20 ansselon

techno

Complétées par un patchwork de mesures fiscales (réductions d’impôts, pas d’imposition du revenu de la vente…), financières (aide à l’investissement) règlementaires (garanties d’origine) et d’aide à la recherche.

D’autre part, l’OA ne concerne pas stricto sensu que des filières renouvelables.

90

Cas d’étude : Développement de l’éolien par le marché de l’énergie

91

Objective of the study

Today, investments in generation capacities are driven by:

the energy market for traditional fossil-based technologies

support mechanisms for renewable energy sources

Increasing importance of renewable energy sources in the European policy debate :

• the European emissions trading system (EU-ETS)• 20-20-20 targets• EU guidelines on State Aid

Objective of the study:What carbon price to trigger the development of wind power by the electricity market without any support scheme?

92

How does it work ?

Principle of system dynamics: (method developed by J. W. Forrester during the 1960’s)Using computer programming to enhance learning in complex systems. It has been used to model the electricity sector ( Ford, 2001 ; Cepeda and Finon, 2011 ; Sanchez et al., 2008).

Anticipations of the future:3 macroeconomics assumptions: +1% / 0% / -1%

Short-term uncertainties (weather conditions):correlated hourly electricity demand and generation of wind turbine (panel data of 12 scenarios)

In the model: Each year, decision is obtained for new investments and units’ closures according to the Net Present Value (NPV) on the different anticipated future scenarios.

Hypothesis:• Market price: supposed equal to the marginal production cost of the system (price cap is set to € 3000/MWh)• Myopic foresight: anticipation of the future on a 5-year horizon• Carbon price is fixed and know by the investor over the 20-year period.

93

Overview of the model

94

Decommissioning existing power plants

A power plant is closed • at the end of its life-timeor

• before the end of its life-time if not economically profitable

Estimated net profit forthe following year

Estimated net profit forthe 5 following years(computed if necessary)[π1] [π2]

A power plant is closed if π1 <0 and π2 <0

Early decommissioning decisions are based on a two-stage evaluation of net profit:

Note: For decommissioning, investment costs are not taken into account (sunk costs).

95

New investment decisions

Investor decision-making is based on the internal rate of return (IRR) computed on mean flows of the project.

Volume constraint: each year, investment in new capacity is limited to 10 GW.

Investments are obtained by a recursive loop witch selects the most profitable project at each step.

(minimum required IRR = 8%)

Anticipations on macroeconomic growth

Current generation mix

Hourly market prices market revenuesInternal rate of return (IRR)

Weather scenarios

for each technology

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Data of the study

Technologies :Combined cycle gas turbine (CCGT), coal-fired power plant (coal), oil-fired combustion turbine (CT) and wind turbine (WT).

(Most data come from OECD/IEA 2010)

Electricity demand :Hourly electricity demand is correlated to electricity generation of wind power (panel data of 12 scenarios).

Initial generation mix:

It was obtained by the screening curves method.

97

Preliminary analysis: LCOE

Levelized cost of electricity (LCOE):

Wind power is economically profitable if the carbon price is higher than € 45 / ton of CO2.

But fixed cost represents 100% of LCOE of wind power while it represents less than 38% of LCOE of fossil-based technologies (CCGT, coal)

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Preliminary analysis: LCOE

Levelized cost of electricity (LCOE):

Wind power is economically profitable if the carbon price is higher than € 45 / ton of CO2.

But fixed cost represents 100% of LCOE of wind power while it represents less than 38% of LCOE of fossil-based technologies (CCGT, coal)

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SD results (1)

Wind power is part of generation mix if carbon price is higher than €70 / ton of CO2. Installed wind capacity increases with the carbon price.

(details)

100

SD results (2)

Share of wind generation:

Carbon price (€/ton of CO2) 65 70 80 90 100 110

Share of wind capacity 3.5% 31.1% 48.5% 51.4% 54.1% 55.8%

Share of wind energy 1.3% 15.3% 30.0% 33.3% 36.3% 38.6%

Effect on CO2 emissions:

A carbon price of € 70 / ton of CO2

decreases CO2 emissions by 22% over the 20 years, compared to the case of € 60 / ton of CO2 with no wind power.

Between € 110 and € 60 / ton of CO2 with no wind power:

96.7 GW in wind power capacity replace 12.0 GW of thermal capacity

corresponding to 38.6% of energy generation

101

SD results (3)

Market prices for each weather scenarios, considering the steady mix of simulations:

v

(1) direct effect : increase of the carbon price pushes up thermal variable costs and increases market prices. (2) indirect effect: increase in wind capacity lowers the market price (variable cost of wind power is zero).

Evolution of average market price:

(1)(2)

Note: year 11 corresponds to a cold year.

102

SD results (4)

Effects on the electricity system

Energy spills over Energy outage

• social efficiency issue

Above € 80 / ton of CO2, large volumes of electricity is spilled over.

• storage and demande side management

Power outage increases with wind capacity.

103

Main conclusions

Not only economic profitability but also economic competitiveness against traditional fossil-based technologies are necessary conditions for market-oriented development of wind power.

System dynamics results show that wind power development is achieved only if the carbon price is high (€70 per ton of CO2) while LCOE analysis suggests a lower carbon price (€45 per ton of CO2). This underlines that cost analysis is not sufficient to estimate economic competitiveness of different generation technologies.

Based on this research, the development of wind power by an energy-only market (without any support scheme) seems to be possible; but only if supported by gradual and strong political commitment on a high and fixed carbon price.

104

Elements of bibliography

Cepeda, M., Finon, D., 2011, Generation capacity adequacy in interdependent electricity markets. Energy Policy, volume 39, issue 6, 3128-43.

Ford, A., 2001, Waiting for the boom: a simulation of power plan construction in California. Energy Policy, volume 29, issue 11, 847-69.

Sanchez, J. J., Barquin, J., Centeno, E., Lopez-Pea, A., 2008, A multidisciplinary approach to model long-term investments in electricity generation: Combining system dynamics, credit risk theory and game theory. IEEE.

105

ANNEXES

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Effects of nuclear option

46.10 GW of nuclear are added to the initial generation mix.

Case A existing nuclear capacity is maintained at its initial level (no new nuclear power plant)

Case B new nuclear development is allowed

Results

Case A

Case B No investment in wind power occurs below a carbon price of € 300 / ton of CO2.

Les marchés de l’électricitéPlan de la présentation 1 Organisation générale du secteur...

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