L R AS Publié le dimanche 26 avril 2020 - n° 319 - Catégories : France, autres France

Vers une révision du système énergétique français ?

Dans un « point de vue », France Stratégie, organisme rattaché au Premier Ministre français, invite à « réexaminer la robustesse des systèmes français et européen de production, de transport et de distribution d’électricité, » à l’aune de la chute d’activité sur la demande.

D'un côté,

les producteurs d’énergie renouvelable (éolien et solaire) ne sont pas touchés par la crise puisque les quantités d’électricité produite dépendent de l’apport éolien et de l’ensoleillement, et que le prix d’achat est garanti sur la quasi-totalité des volumes produits.

Les conditions climatiques de mars et avril ont été particulièrement propices à la production d'énergie renouvelable.

De l'autre côté, la chute de l’activité, notamment industrielle et tertiaire, a fait fortement reculer la consommation, faisant augmenter la part, dans l’offre globale, de moyens de production « non pilotables », au titre desquels le solaire et l’éolien, mais aussi certaines centrales nucléaires (la moitié du parc environ) voire certaines installations au gaz non flexibles.  La part de ces moyens de production non pilotables peut même dépasser la demande. Dans ce cas, la priorité d’injection sur le réseau des énergies renouvelables conduit les gestionnaires de ce réseau à arrêter des centrales conventionnelles. L'arrêt de certaines usines prive le recours aux moyens « interruptibles ».

La demande a été si basse par moments, les week-ends en particulier, qu’elle a généré des épisodes de prix négatifs particulièrement longs. Dès lors, plusieurs centrales nucléaires et conventionnelles ont dû être mises à l’arrêt en Europe. Conséquences, les centrales à gaz (où le coût marginal de fonctionnement est généralement le plus élevé) sont les premières à être arrêtées, alors que ce sont souvent les plus flexibles.

Surtout, la baisse des prix du marché de gros va augmenter mécaniquement le coût du soutien public aux énergies renouvelables disposant d’un tarif d’achat garanti sur la presque totalité des volumes produits. Avec un tarif d’achat de 70 € / MWh (une valeur moyenne pour l’éolien) et un prix de marché de 55 € / MWh, le coût du soutien est de 15 € / MWh. Avec un prix de marché de 20 € / MWh, ce coût passe à 50 € / MWh. Il va entraîner un déséquilibre du compte d’affectation spécial Transition énergétique rattaché au budget de l’État et alimenté par la taxe intérieure sur la consommation de produits énergétiques (TICPE), dont les recettes sont par ailleurs en forte diminution : les dernières estimations faisaient état d’une perte de 1,5 milliard d’euros, en raison de la chute de la consommation de produits pétroliers suite aux mesures de confinement. Rappelons qu’au titre de 2020, le soutien aux énergies renouvelables électriques représente 65 % des charges de service public de l’énergie, soit environ 5,2 milliards d’euros selon la CRE. »

« Ainsi, la chute de l'activité économique engendrée par le confinement aurait pu créer des marges de manœuvre facilitant la gestion du système de production, de transport et de distribution de l’électricité. Il n’en est rien. Plusieurs effets de la crise fragilisent ce système plutôt qu’ils ne le consolident ». La crise augmente la part relative des énergies renouvelables intermittentes dans la production d’électricité, ce qui accroît la volatilité des volumes produits (et de manière corollaire des prix de marché) et nécessite la présence de plus de moyens flexibles sur le réseau, alors que ceux-ci se trouvent mis à l’arrêt.

En outre, « pour des raisons tenant aux règles du confinement ou aux difficultés d’approvisionnement, la crise conduit à décaler un certain nombre de travaux de maintenance ou de chargement de combustible qui devaient avoir lieu d’ici l’hiver prochain sur divers moyens de production (centrales thermiques – nucléaires ou fossiles – mais aussi énergies renouvelables). Ce décalage risque de peser sur la disponibilité des centrales pilotables au moment où le froid pourrait conduire à les solliciter davantage. »

La chute des cours de gros résultant de la baisse des volumes pèsera sur les comptes d’EDF ; les bénéficiaires du mécanisme de l’Arenh (Accès réglementé à l’énergie nucléaire historique, ndlr) ne pourront tirer parti de la baisse des cours, puisqu’ils ont le plus souvent opté pour un prix fixe. Ils pourront en outre subir la concurrence des opérateurs ne l’ayant pas fait dans des conditions défavorables. »

https://www.pv-magazine.fr/2020/04/24/de-la-necessite-de-reexaminer-la-robustesse-du-systeme-electrique-europeen-france-strategie/

PV Magazine du 24 avril

NDLR La pandémie a eu pour mérite de montrer que les pouvoirs publics étaient loin d’avoir tout prévu. La baisse de la demande, l’obligation d’injecter les EnR et le confinement ont eu pour effet de désorganiser le bel ordonnancement du système électrique français tant physique que financier.

Il devrait en résulter qu’on va rogner les avantages des producteurs d’EnR, par exemple sur l’obligation d’injecter

Cet article indique que des modifications vont intervenir dans le paysage énergétique. Sinon, on ne l’aurait pas fait fuiter !

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Tecsol a présenté cet texte de façon différente : https://tecsol.blogs.com/mon_weblog/2020/04/france-strat%C3%A9gie-sest-pench%C3%A9e-sur-les-impacts-de-la-crise-du-covid-19-sur-le-syst%C3%A8me-%C3%A9lectrique-euro.html

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