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mardi 24 octobre 2023

Marché de l’électricité : l’avenir de l’Europe

 

Le prix garanti du nucléaire

Jean Pierre Riou 

Egalement publié sur Européan Scientist sour le titre

L’UE enfin d’accord sur un prix garanti du nucléaire ?

L’UE enfin d’accord sur un prix garanti du nucléaire ? https://www.europeanscientist.com/fr/opinion/lue-enfin-daccord-sur-un-prix-garanti-du-nucleaire/ 

Après la flambée des cours du MWh depuis fin 2021 et la menace sur l’approvisionnement en électricité, une réforme visant à sécuriser sa production s’est avérée nécessaire.

La France et l’Allemagne se sont livrées à un bras de fer dont l’issue devra préserver l’assurance que donne notre parc nucléaire à l’Europe, tout en évitant de conférer à la France un trop gros avantage de compétitivité sur ses voisins.

 

Chronique d’une réforme annoncée

Le 14 mars 2023, en raison de la crise énergétique qui a fait flamber le prix de l’électricité, la Commission européenne avait présenté une proposition de réforme [1] permettant « aux États membres de soutenir directement les prix pour de nouveaux investissements dans le secteur des énergies renouvelables et de l'énergie nucléaire. Cette aide financière serait assurée par le biais d'aides d'État connues sous le nom de "contrats d'écart compensatoire". 

 

L’ampleur des travaux du grand carénage destiné à prolonger le parc nucléaire français a poussé la France dans un bras de fer avec l’Allemagne pour élargir cette garantie au nucléaire existant. 

 

Le 11 octobre, l’Espagne, présidente du Conseil de l’UE, présentait une proposition de compromis dans lequel elle excluait la possibilité de toute aide d’État au nucléaire existant, craignant, selon Euractiv [2] « une distorsion massive de concurrence sur le marché européen en ouvrant les vannes à une électricité nucléaire française abondante et à bas prix. »

Le faible coût de production de notre nucléaire, déjà amorti financièrement, est une raison majeur de la difficulté des négociations franco-allemandes sur cette réforme.

 

Le 17 octobre, les ministres européens de l’énergie, réunis à Luxembourg, parvenaient à un accord sur le texte de cette réforme.

De façon étonnante, le communiqué de presse du Conseil européen, [3] qui se réjouit de cet accord, ne fait mention que des nouvelles installations de production d’électricité, notamment nucléaires, sans même évoquer son extension au nucléaire existant, dont l’exclusion représentait la ligne rouge à ne pas franchir pour la France.

Les CfD devenant l’unique forme d’aide d’État autorisée, y compris pour les énergies renouvelables. Les États membres pourront leur applique un plafonnement des recettes du marché excessives.

Cependant, à l’issue de la réunion, la Commissaire européenne à l’énergie, Kadri Simon, aurait déclaré, selon l’Opinion [4] que pour « les États qui soutiennent les investissements étendant la durée de vie (de centrales existantes), l'usage des CFD sera une option possible, mais ne sera pas obligatoire »

Ces « contrats d’écart compensatoire », ou « contracts for difference) (CfD), ont déjà été  autorisés par la Commission [5] pour la production d’électricité renouvelable britannique en juillet 2014 et peu après pour la construction de la centrale nucléaire d’Hinkley Point C par la décision (UE) 2015/658, du 8 octobre 2014.[6]

 

Cet accord servira de base aux négociations avec le Parlement européen, Le résultat de ces négociations devra être formellement adopté par le Conseil et le Parlement.

 

Dura lex sed lex

Notons que Greenpeace energy « coopérative énergétique fondée par l’organisation environnementale Greenpeace », selon l’ordonnance du Tribunal européen [7], avait été débouté de son recours contre cette décision le 26 septembre 2016.

Et que la république d’Autriche avait été déboutée par la Cour de justice de l’UE, le 22 septembre 2020, de sa propre requête contre cet avantage ainsi accordé au nucléaire britannique.

Le cabinet Seban Avocats a publié une intéressante analyse de la décision de la CJUE [8] qui confirme que  « contrairement à ce que soutient la République d’Autriche, les principes de protection de l’environnement, de précaution, du pollueur-payeur et de durabilité ne peuvent être considérés comme s’opposant, en toutes circonstances, à ce que des aides d’État en faveur de la construction ou de l’exploitation d’une centrale nucléaire soient octroyées »

 

L’anticipation de la CRE

C’est dans ce contexte que le 27 juillet 2023, sur sollicitation du Gouvernement, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) avait rendu son rapport [9] évaluant le coût complet du MWh nucléaire « fondé sur un prix de vente garanti s’appliquant à la totalité de la production du parc nucléaire existant, tel qu’il figure dans la réforme du marché européen de l’électricité proposée par la Commission européenne en mars 2023.»

Sur cette hypothèse, la CRE chiffre à 60,7€/MWh le coût complet du nucléaire existant pour la période 2026-2030, 59,1/MWh et 57,3€/MWh pour les 2 périodes suivantes (2031-2035 et 2036-2040).

Ce coût inclut le grand carénage et l’investissement dans le projet de l’EPR Flamanville 3, ainsi que les coûts de la gestion des matières et déchets nucléaires et les frais post exploitation.

 

Le nucléaire « long term operation » (LTO)

La compétitivité de ce coût confirme l’analyse de l’Agence internationale de l’énergie de 2020 [10] qui considérait la prolongation du nucléaire existant (long term operation) de loin la production la plus économique de production d’électricité (LCOE ou levelised cost of electricity), sans même intégrer les coûts supplémentaires impliqués par les énergies intermittentes, pour les surcoûts entraînés sur le réseau, par la nécessité de stockage (levelised cost of storage (LCOS)) ou l’indispensable backup de cette intermittence (Levelised cost of electricity for open-cycle gas turbine (OCGT) at 30% capacity factor). Et suggère que ce LCOE soit remplacé par un VALCOE (value-adjusted levelised costs of electricity), ajustant ce coût par l’intégration des coûts induits au système.

 

Production nucléaire en 2040

L’analyse de la CRE porte sur le parc nucléaire existant au périmètre des 56 tranches et de l’EPR de Flamanville 3, et retient un prolongement de la durée de vie du parc nucléaire historique à 60 ans. Elle considère une production de 361,5 TWh par an sur la période 2026-2030, 360,2 TWh par an sur 2031-2035 et 344,1 TWh par an sur 2036-2040.

C'est-à-dire, pour la période 2026-2030, l’équivalent de la production nucléaire de 2021(360,7 TWh) où Fessenheim manquait déjà à l’appel, et bien inférieure à celle de 2005 (430 TWh) malgré la prise en compte de l’EPR Flamanville 3, et la remise à neuf du parc par le grand carénage.

Pire, une réduction substantielle de la production nucléaire est anticipée à horizon 2040.

Toutefois, cette analyse n’intègre pas le nouveau nucléaire (hors Flamanville 3), ni l’éventuelle augmentation de puissance des réacteurs existants.

 

Fournir l’Europe avec une électricité bon marché ou réduire la voilure ?

Cette réduction annoncée du facteur de charge des réacteurs était prévisible en raison de la modulation croissante réclamée par l’augmentation de l’injection d’énergies intermittentes sur le réseau européen interconnecté.

Cette nécessité de modulation croissante du nucléaire français était anticipée en 2018 dans le rapport franco-allemand AGORA-IDDRI « L‘Energiewende et la transition énergétique à l’horizon 2030 » [11] qui notait : « En France, le développement visé des énergies renouvelables et le réinvestissement dans le parc nucléaire au-delà de 50 GW comporterait un risque important de coûts échoués dans le secteur électrique. » Et précise  « En 2030, un parc nucléaire maintenu à des niveaux élevés devra opérer plus fréquemment en suivi de charge, contribuant à la flexibilité du système électrique ». Et, plus loin « Avec un parc nucléaire élevé, la production d’électricité est en hausse, mais les coûts du parc augmentent en raison d’une plus faible production ramenée à la capacité de production. De plus, ces productions supplémentaires sont vendues à des niveaux inférieurs car le maintien d’une capacité de production nucléaire plus importante a un effet dépressif sur les prix de marché de l’électricité. »  

Chiffrant clairement les pertes financières pour le parc nucléaire d’EDF à 9 milliards d’euros si sa puissance n’est pas réduite, contre 3Md’€ en la ramenant à 40 GW.

 


 

Si cette réforme est votée, la Commission européenne veillera à ce que la rémunération d’EDF ne soit pas excessive pour ne pas fausser le marché. La CRE chiffre à 57,8€/MWh (et 54,9€/MWh pour la période 2036-2040) le coût comptable du MWh, c'est-à-dire « le socle du coût de production en-deçà duquel EDF doit être considérée comme étant rémunérée sous son niveau de rémunération normale, quel que soit le cadre de régulation.» 

 

Retour à Hinkley Point

Pour rappel, les CfD d’EDF pour l’exploitation de l’EPR d’Hinkley Point [12] ont été validés par la Commission européenne au niveau de £92.50/MWh, soit environ 110€/MWh.

 

Le prix garanti par les CfD est nécessaires pour la visibilité à long terme d’investissements ambitieux, tout en assurant l’Europe contre une nouvelle flambée du marché de l’électricité.

L’électrification des usages fait anticiper une explosion de la consommation électrique, ne pas autoriser les CfD au nucléaire français, ainsi incité à réduire ses ambitions, mettrait l’économie européenne à la merci d’une crise majeure de son système électrique.

Or une telle crise ne laisserait aucune alternative à la sortie des énergies fossiles.

 

En tout état de cause, l’analyse du cabinet Seban avocats [7] confirme qu’ »une centrale nucléaire peut bénéficier d’une aide d’État dans l’Union européenne », sans qu’il soit besoin d’une réforme du marché de l’électricité. La question est plus délicate pour le nucléaire existant, notamment pour savoir  si une installation remise à neuf par le grand carénage peut en bénéficier à l’instar du repowering pour l’éolien. [13]

 

Ces « contrats d'écart compensatoire bidirectionnels » sont des « contrats à long terme qui complètent le prix du marché lorsqu'il est bas et demandent au producteur de rembourser un certain montant lorsque le prix du marché est supérieur à une limite donnée afin d'éviter des profits inattendus excessifs ». Les recettes générées par l’État seront redistribuées aux clients finals, avec une certaine souplesse permettant de les utiliser dans des « investissements visant à réduire les coûts de l'électricité pour les clients finals. »

Cette réforme devrait sécuriser la production d’électricité en Europe, les détails des négociations avec le Parlement européen en éclaireront plus précisément les bénéficiaires parmi les différents acteurs de ce marché et les différents États.

Étant entendu que le niveau de rémunération des « contrats d'écart compensatoire bidirectionnels »  du parc historique d’EDF, déjà amorti financièrement, pourrait être inférieur à celui des futurs EPR, ou celui d’autres moyens de production.

 

1 https://swedish-presidency.consilium.europa.eu/fr/programme/reforme-du-marche-de-lelectricite/

2 https://www.euractiv.fr/section/energie-climat/news/marche-de-lelectricite-la-france-poussee-au-compromis-dans-ses-negociations-avec-lallemagne/

3 https://www.consilium.europa.eu/fr/press/press-releases/2023/10/17/reform-of-electricity-market-design-council-reaches-agreement/

4 https://lopinion.com/articles/politique/19741_ue-reforme-marche-electricite

5 https://ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/fr/IP_14_866

6 https://eur-lex.europa.eu/legal-content/FR/TXT/?uri=CELEX%3A32015D0658

7

https://curia.europa.eu/juris/document/document_print.jsf;jsessionid=7FA789E55EEBCC774D948C40A8ECE9E4?docid=183948&text=&doclang=FR&pageIndex=0&cid=4327654

8 https://www.seban-associes.avocat.fr/aides-detat-une-centrale-nucleaire-peut-beneficier-dune-aide-detat-dans-lunion-europeenne/

9 https://www.ecologie.gouv.fr/remise-du-rapport-commission-regulation-lenergie-cre-au-gouvernement-sur-couts-du-parc    

10 https://iea.blob.core.windows.net/assets/ae17da3d-e8a5-4163-a3ec-2e6fb0b5677d/Projected-Costs-of-Generating-Electricity-2020.pdf

11 Recopier dans le navigateur : https://www.google.com/url?sa=t&rct=j&q=&esrc=s&source=web&cd=4&cad=rja&uact=8&ved=2ahUKEwixgcaTrvfeAhXRzYUKHd5dBS8QFjADegQICRAC&url=https%3A%2F%2Fwww.iddri.org%2Fsites%2Fdefault%2Ffiles%2FPDF%2FPublications%2FCatalogue%2520Iddri%2FRapport%2FAgora-Iddri_study%2520FR.pdf&usg=AOvVaw1lDewIP5ww05CzaO_4pffD

12 https://www.gov.uk/government/collections/hinkley-point-c

13 https://www.europe-en-france.gouv.fr/sites/default/files/sa.50272_-_appels_doffres_pour_les_renouvelables_2021-2026.pdf (26)

mardi 3 octobre 2023

Vitesse et précipitation

Vitesse et précipitation

Quand les EnR intermittentes compromettent la durabilité du nucléaire 

Jean Pierre Riou 

l’ASN a demandé qu’EDF "justifie d’ici fin 2024 l’hypothèse d’une poursuite du fonctionnement des réacteurs actuels jusqu’à 60 ans et au-delà, pour permettre une instruction approfondie débouchant sur une prise de position de l’ASN fin 2026."

On ne peut que déplorer que l'opposition au nucléaire ait empêché qu'on se pose la question avant, quand la France était quasiment chaque année 1er exportateur MONDIAL d'électricité depuis 1990, et notamment jusqu'en 2019, avant de croire qu'elle pouvait fermer Fessenheim et autres moyens pilotables grâce à son parc intermittent, ou de mystérieuses économies d'énergie. 

Mais soudain, l'urgence climatique impose la nécessité de multiplier les énergies intermittentes pour répondre aux enjeux de 2035-2050, sans même attendre ces conclusions de l'ASN, alors que ces EnR seront assurément obsolètes d'ici là. Or leur développement compromet sérieusement la viabilité de notre modèle électrique.

Étude de cas

Dimanche 16 juillet à 3 heures du matin, le cours du marché spot français passait sous la barre des 0€ et devenait négatif avec un prix de -0,02€/MWh, en raison d’un contexte de faible consommation et de production éolienne généreuse d’une puissance de 9646MW à 2h30. A 3h15, soit 15 minutes après le passage négatif, cette puissance éolienne s’était effondrée à 6322MW, soir 3,4GW de moins comme l’illustre le site de RTE ci-dessous.


Plus du tiers (35,2%) de la puissance éolienne s’était en fait déconnectée dès le passage des cours négatifs. Une proportion un peu moindre (24,3%) s’est immédiatement reconnectée à 18h précises lors du retour à des prix positifs.

Ce décrochage brutal de 3 heures du matin ne semblait d'ailleurs pas anticipé par RTE dans sa prévision de référence, en bleu, et de façon plus étonnante, placé plus de 5 heures trop tard dans les 2 prévisions du jour, en gris, alors que les prix spot pour livraison du lendemain sont disponibles depuis la veille sur le site Epex spot

https://www.epexspot.com/en/market-data

 

(Source prévisions RTE)

En effet, L’annexe de l’arrêté du 6 mai 2017 (téléchargée sur le texte de l'arrêté en vigueur) précise en 7° : Au-delà des 20 premières heures, consécutives ou non, de prix spots strictement négatifs pour livraison le lendemain constatés sur la bourse de l’électricité EPEX Spot SE pour la zone France, une installation qui ne produit pas pendant les heures de prix négatifs reçoit une prime égale à Primeprix négatifs, définie ci-dessous :

Primeprix négatifs = 0,35.Pmax. T . nprix négatifs

Formule dans laquelle : - T est le tarif de référence (Te) défini au II de cette annexe, exprimé en €/MWh ; - nprix négatifs est le nombre d’heures pendant lesquelles les prix spots pour livraison le lendemain sur la plateforme de marché organisé français de l’électricité ont été strictement négatifs au delà des 20 premières heures de prix négatifs de l’année civile et pendant lesquelles l'installation n'a pas injecté d'énergie.

Ce qui signifie qu’une éolienne qui ne produit pas est alors rémunérée au prix de référence sur la base d’un facteur de charge de 35%.

Cette annexe ne semble pas avoir été remise en cause dans l'arrêté du 29 décembre 2022 "modifiant l'arrêté du 6 mai 2017 fixant les conditions du complément de rémunération de l'électricité produite par les installations de production d'électricité utilisant l'énergie mécanique du vent, de 6 aérogénérateurs au maximum" 

Pour autant, en mars 2023, la CRE a validé le cahier des charges de l'appel d'offre de l'éolien flottant en Bretagne prévoyant une Prime prix négatifs = 0,7 x Pmax x T x n prix négatifs au delà de la des 40 premières heures

Tarifs d'achat et compléments de rémunération

Sur les 38,1 TWh éoliens produits en 2022 selon le bilan RTE, 21,7 TWh ont été rémunérés par le tarif obligatoire d’achat, selon l’annexe 1 de la délibération du 13 juillet 2023 de la CRE. Les 16,4 TWh restant, soit 43% pouvant donc être rémunérés sur la base de 35% de facteur de charge sils arrêtent leurs machines dès que les cours deviennent négatifs.

En 2023, 102 heures de prix négatifs sont déjà apparues au 31 aout, contre 64 heures de 2021, et 4 heures en 2022, en forte régression en raison de la dangereuse érosion des moyens pilotables européens.

Cette comptabilité des heures négatives est tenue par la CRE.

Cette situation est identique pour le solaire, en orange, en bas, et visible la plupart des weekends ensoleillés, comme le dimanche 1 octobre où 2 GW solaires se sont déconnectés dès le passage du cours négatif à 13 heures, pour revenir sur le réseau dès le retour en positif, à 14 heures.

Effacement nucléaire

Il importe de préciser que le nucléaire, au service du réseau entre 36,5GW et 37,5 GW jusqu’alors, est immédiatement descendu à 31,5GW, et moins de 30GW une heure plus tard.

Il en était de même le 16 juillet, avec plus de 30GW à 0h15  et 23,5GW à 13h. Montrant qu'en tout état de cause, les EnR ne se substituent pas uniquement aux énergies fossiles.

Notons que la baisse des exportations correspond à l’anticipation des besoins satisfaits par le solaire en Europe, et des prix plus bas encore chez nos voisins. 

Mécanisme d'ajustement

Selon RTE, le nucléaire a dû réduire sa production de 2,2 TWh en 2020 pour l’ajustement à la baisse des besoins du réseau.


Soit 0,65% de sa production de 335,4 TWh en 2020. Ces précisions ne semblant pas disponibles depuis.

Modulation et rentabilité du nucléaire

Mais par delà ces déconnexions contractuelles de réacteurs à la demande du gestionnaire de réseau, la modulation de la production nucléaire pour « raison d’optimisation de la gestion du combustible » prend une ampleur inédite, jusqu’à 10 réacteurs parfaitement opérationnels arrêtés en janvier dernier.

Et ce parc nucléaire est amené à moduler de plus en plus en raison de l’objectif d’EnR visé, ne serait-ce que pour ne pas devoir payer pour produire..

Le rapport franco-allemand AGORA IDDRI :  « L‘Energiewende et la transition énergétique à l’horizon 2030 » annonçait dès 2018 : « En France, le développement visé des énergies renouvelables et le réinvestissement dans le parc nucléaire au-delà de 50 GW comporterait un risque important de coûts échoués dans le secteur électrique. » et chiffrait ces coûts dans le tableau ci-dessous


C'est-à-dire 9 milliards d’€ de pertes pour un simple statut quo (63GW) contre 3 milliards d’€ de bénéfice en réduisant sa puissance à 40 GW.

Quand la précipitation condamne le long terme

Ce qui montre la difficulté de vouloir tout à la fois le beurre et l’argent du beurre. C’est à dire vouloir un parc nucléaire plus puissant dont il n’est plus contesté désormais qu’il est urgent d’y attirer des investissements, tout en organisant, sous prétexte d’urgence climatique, la volatilité d’un marché intermittent qui ruine sa durabilité économique.

En outre, cette modification substantielle de puissance au passage des heures rondes malmène l'équilibre du réseau européen déjà affecté par ce phénomène.

("Le phénomène d’écarts de fréquence aux heures rondes, caractérisé par des chutes de fréquence de
plus de 100 mHz sur de courtes durées au moment de la modification des programmes de production
synchronisés au pas horaire en Europe, est toujours présent (160 écarts de plus de 100 mHz cette année)"
Selon RTE)