Quelle régulation et quel stockage de l’électricité renouvelable

 

Stefan Ambec et Claude Crampes, Toulouse School of Economics évoque dans la Tribune la problématique du stockage d’électricité renouvelable et sa régulation.

 

 

. Tant que la demande d’électricité ne sera pas capable de s’adapter aux fluctuations de l’offre, l’équilibrage en temps réel du réseau nécessitera une grande flexibilité de l’offre, et notamment le stockage/déstockage de l’énergie électrique produite par le soleil et le vent. Dans le système électrique, on entend par stockage d’énergie « le report de l’utilisation finale de l’électricité à un moment postérieur à celui auquel elle a été produite, ou la conversion de l’énergie électrique en une forme d’énergie qui peut être stockée, la conservation de cette énergie et la reconversion ultérieure de celle-ci en énergie électrique ou son utilisation en tant qu’autre vecteur d’énergie» (Article 2(59) de la Directive (EU) 2019/944).

La définition est très large, n’excluant apparemment aucune technologie, aucun acteur ni aucune utilisation de l’énergie stockée. Mais selon le niveau des aides publiques qui seront accordées au stockage, il faut s’attendre à des discussions plus ou moins animées entre les différentes parties prenantes de l’industrie. Par exemple, faut-il considérer les ballons d’eau chaude qui équipent 11 millions de foyers en France comme des équipements de stockage ? Oui puisqu’il s’agit de chauffe-eaux électriques à accumulation, programmables pour chauffer en heures creuses l’eau utilisable à tout instant. Non car les heures creuses sont essentiellement nocturnes et ce ne sont donc pas les panneaux photovoltaïques qui permettent d’alimenter les cumulus, alors que la réglementation européenne vise explicitement à renforcer l’intégration de l’électricité produite à partir de sources renouvelables. Ainsi, pour l’Ofgem, si l’énergie thermique n’est pas reconvertie en électricité avant usage, elle n’est pas considérée comme du stockage. Les véhicules électriques quant à eux sont présentés comme des moyens de stockage décentralisé, mais selon les heures de recharge des batteries et les lieux de branchement, leur rôle peut se révéler bénéfique ou néfaste pour le système électrique ; ils sont donc à encourager ou à décourager selon leur usage temporel et spatial.

En ce qui concerne les installations de taille industrielle, pour l’heure l’essentiel du stockage se fait dans les stations de transfert d’énergie par pompage (STEP). Mais les choses sont en train de changer. Aux Etats-Unis, il est prévu de faire passer la puissance de stockage installée de 1,2 gigawatts en 2020 à 7,5 gigawatts en 2025 avec des super-batteries lithium-ion dont le coût a fortement baissé grâce au décollage des ventes de véhicules électriques. Mais ces installations ne sont utilisables à pleine puissance que pour des durées de l’ordre de 4 heures. Elles ne permettront donc pas de résoudre les problèmes posés par les fluctuations saisonnières de la production d’électricité à partir de ressources renouvelables.

Stockage et réseau

Tout le monde n’est pas autorisé à se lancer dans l’activité de stockage. D’après les article 36 et 54 de la Directive (EU) 2019/944, les gestionnaires de réseau de distribution et de transport ne peuvent pas être propriétaires d’installations de stockage d’énergie, ni les développer, les gérer ou les exploiter… sauf si aucun tiers n’est prêt à investir dans des installations nécessaires à l’accomplissement des tâches du distributeur ou du transporteur, et à condition que l’opérateur du réseau n’utilise pas ces installations pour faire de l’arbitrage sur les marchés de l’électricité. Pourquoi l’opérateur d’un réseau de distribution ou de transport est-il autorisé à posséder des installations de stockage seulement pour assurer la sécurité du réseau ? Pourquoi ne peut-il acheter ou vendre de l’électricité sur les marchés ? On peut avancer deux raisons : l’une est d’éviter les subventions croisées entre le stockage d’énergie et les fonctions réglementées de distribution ou de transport. La seconde est le risque de voir le gestionnaire d’une infrastructure user de sa position de contrôleur du réseau pour biaiser l’accès d’autres opérateurs et assurer ainsi à ses propres installations des profits abusifs sur le marché de l’électricité.

En effet, un réseau électrique est un monopole naturel puisque sa duplication est plus coûteuse qu’une installation unique, mais c’est aussi une « infrastructure essentielle » puisque, en l’état actuel des connaissances techniques, les producteurs d’électricité doivent passer par le réseau pour alimenter leurs clients. Cela fait deux bonnes raisons pour que la distribution et le transport soient des activités régulées, avec des niveaux de qualité de service et des tarifs d’utilisation fixés par une administration publique, en France la CRE. En revanche, le stockage est une activité économique concurrentielle … ou du moins devrait le devenir avec la baisse du coût des batteries. Donc, de même que les distributeurs et transporteurs d’électricité contrôlés par le régulateur sectoriel ne sont pas autorisés à produire d’énergie, ils ne sont pas autorisés à la stocker pour vendre sur les marchés de gros ou de détail, activités surveillées par les autorités de la concurrence.

La Directive citée prévoit même que les autorités de régulation doivent organiser au moins tous les cinq ans une consultation publique portant sur les installations existantes de stockage d’énergie afin d’évaluer la disponibilité et l’intérêt potentiels à investir dans ces installations. Si la consultation publique montre que des tiers sont en mesure d’être propriétaires et d’exploiter de manière rentable des installations, l’autorité de régulation demande au gestionnaire de réseau concerné de cesser progressivement son activité dans ce domaine dans un délai de 18 mois, éventuellement contre compensation pour récupérer la valeur résiduelle des investissements réalisés.

Stockage et marché

En plus des opérations d’équilibrage du réseau pour lesquelles une rémunération spécifique peut être arrêtée par le régulateur, les installations de stockage permettent de dégager des bénéfices sur les places de marché en achetant quand le prix est bas et en vendant quand le prix est élevé. Puisque les opérateurs de réseau sont exclus de ces transactions commerciales, les candidats potentiels sont tous les autres acteurs de l’industrie électrique (producteurs, commercialisateurs, agrégateurs, consommateurs), mais aussi les équipementiers, sans oublier les fabricants de véhicules électriques (voir le billet du 2 juin 2020). La question de savoir s’il faut en passer par la création d’un statut ad hoc d’opérateur de stockage reste ouverte (CRE).

Pour accéder aux places de marché, les opérateurs des installations de stockage ont besoin bien sûr d’une connexion physique, mais aussi d’une autorisation. Aux Etats-Unis, il a fallu plusieurs années de bataille juridique et une ordonnance de la Cour d’appel du district de Columbia donnant raison au régulateur fédéral (FERC) pour autoriser les exploitants d’installations de stockage situées dans un réseau de distribution ou derrière un compteur de détail à participer directement aux marchés de gros alors qu’ils étaient interdits d’accès par les autorités de régulation des États.

On sait que les marchés de gros fonctionnent par classement des offres et demandes par « ordre de mérite » et détermination d’un prix d’équilibre pour chaque tranche horaire ou bihoraire. L’insertion des enchères soumises par les exploitants d’installations de stockage devrait se faire selon les mêmes principes, sachant bien entendu qu’une installation peut à chaque instant se présenter comme acheteuse si le prix est bas et vendeuse s’il est élevé, donc intervenir sur les deux côtés du marché. Cette insertion passe par le calcul dynamique de la valeur de l’énergie contenue dans le « réservoir » et la comparaison de cette valeur interne avec le prix de marché, en tenant compte des pertes provoquées par la double transformation de l’énergie électrique. Reste l’épineuse question des risques de manipulation de prix par les gros opérateurs du stockage, et les gros producteurs ou les gros consommateurs d’énergie. L’intérêt d’interdire ou d’autoriser une intégration verticale producteur/stockeur ou consommateur/stockeur dépend de la configuration du réseau puisque selon le degré de congestion des lignes la même capacité d’injection ou de retrait d’électricité peut avoir des effets différents sur l’équilibre des marchés.

La progression de l’industrie du stockage d’électricité poussée par le développement des énergies renouvelables va demander une répartition claire des tâches entre les organismes de régulation. Il ne sera pas toujours facile de distinguer entre les installations entièrement dévolues à la sécurité du réseau, donc sous contrôle du régulateur sectoriel, et celles utilisées pour participer aux marchés, donc surveillées par les autorités de la concurrence. Beaucoup d’acteurs économiques sont intéressés par cette activité puisque l’appel à contributions sur le stockage de l’électricité par batteries lancé par la CRE au début de 2019 a suscité près de 50 réponses. Le recours au système du « bac à sable réglementaire » donne la possibilité d’encourager l’émergence de nouvelles idées pour encadrer de façon efficace les innovations proposées par les parties intéressées.

Revoir le prix de l’électricité nucléaire

Laurence Daziano, maître de conférences en économie à Sciences Po et membre du Conseil scientifique de la Fondapol pose la problématique de la tarification de l’électricité régulée d’origine nucléaire.( Chronique dans la tribune).

 

« Parmi les conséquences de la crise Covid-19 et du confinement sanitaire, la baisse du prix de l’électricité pour les fournisseurs alternatifs d’énergie est l’une de celles qui devraient laisser des traces. En effet, elle remet en question la tarification régulée de l’électricité d’origine nucléaire, l’Arenh (Accès régulé à l’électricité nucléaire historique), qui a montré ses limites lors de la crise et avait déjà fait l’objet d’une tentative de réforme en 2019, malheureusement vite enterrée. En clair, notre modèle énergétique est encore plus fragilisé en raison d’un déséquilibre structurel du prix de l’électricité entre le fournisseur historique, EDF, et les nouveaux fournisseurs alternatifs.

Recours à la justice

La question serait passée inaperçue du grand public si les fournisseurs alternatifs d’énergie, et notamment Total Direct Energie à leur tête, n’étaient allés en justice pour réclamer de ne pas acheter l’énergie nucléaire au tarif régulé préférentiel auquel ils ont droit, celui-ci se révélant exceptionnellement plus élevé que le prix du marché. Ils avaient souhaité dans un premier temps régler cette question avec EDF à l’amiable, mais en faisant porter le risque sur les prix et les volumes à l’opérateur historique qui a refusé. La tribunal de commerce a rendu son jugement, en se fondant sur la fameuse « clause de force majeure » incluse dans les contrats, qui donne droit aux plaignants. Ceux-ci bénéficient en l’occurrence d’un effet d’aubaine tandis qu’EDF devient un « assureur en dernier ressort » pour l’ensemble des acteurs électriques français, ce qui n’entre pourtant pas dans ses missions. EDF a fait appel du jugement.

Au-delà de cet épisode judiciaire, se (re)pose la question de la régulation du prix de l’électricité, chantier ouvert mais jamais abouti à ce jour. L’électricité d’origine nucléaire permet aux fournisseurs alternatifs de disposer d’une électricité à un prix fixe inférieur à celui du marché pour palier les manques de leur propre production, souvent des parcs d’énergie éolienne ou solaire qui ne fonctionnent pas en continu. Ils peuvent ainsi se constituer un portefeuille de clients plus importants en ayant recours, en permanence, à un approvisionnement électrique continu.

Mais l’Arenh, créé en 2010, présente aujourd’hui trois faiblesses. D’abord, il ne favorise pas tant que cela la concurrence. On peut ainsi prendre l’exemple du rachat de l’un des plus importants fournisseurs alternatifs d’électricité, Direct Energie, qui a été racheté par le géant pétrolier Total. La vérité est que le secteur énergétique est fortement capitalistique et nécessite de lourds investissements. Cela favorise évidemment la concentration des acteurs. Ensuite, l’Arenh ne favorise pas le bon fonctionnement du marché puisqu’elle le fausse. Avec un tarif Arenh fixe, EDF ne peut pas valoriser le coût de l’électricité d’origine nucléaire à son juste prix. Enfin, et surtout, l’Arenh n’a pas favorisé le renforcement des investissements verts dans la production d’électricité, lesquels restent très lourdement subventionnés.

La Commission de régulation de l’énergie (CRE), très consciente des faiblesses du système de l’Arenh, se propose de le réformer. Jean-François Carenco, le président de la CRE, a indiqué qu’il commencerait par faire évoluer les contrats qui régissent l’accès à l’Arenh avant cet automne. Par ailleurs, de manière plus structurelle, le régulateur a formulé des propositions de réforme à la Commission européenne, notamment en permettant au prix de l’électricité nucléaire d’évoluer dans un corridor de prix en fonction du marché de gros. Tout en préservant la concurrence des fournisseurs alternatifs sur le marché français, le futur système de régulation du prix de l’électricité doit permettre de préserver l’indépendance énergétique française et nos futurs investissements dans le nucléaire. Plus que jamais, il est urgent de réformer l’Arenh. »

L’électricité : augmentation des tarifs 2,3%

 

L’électricité : augmentation de 2,3%

Encore une taxe en plus, celle de la contribution publique au service de l’électricité qui s’ajoute évidement aux augmentations « nécessaires » pour EDF ou encore justifiées par la contribution climat énergie ( taxe à venir) . L’ingénierie fiscale est sans limite ! Selon une source citée par l’AFP, les tarifs de l’électricité pourraient subir une hausse de 2,3% au début de l’année prochaine, si une taxe, la CSPE, augmente de 3 euros du megawattheure. Une option qui a les faveurs du gouvernement. La facture d’électricité risque d’être un peu plus salée à compter du 1er janvier prochain. Selon une source proche du dossier, les tarifs pourraient progresser de 2,3%, « soit entre 15 et 20 euros par an », précise-t-elle.En cause: la possible augmentation d’une taxe, la CSPE (Contribution au service public de l’électricité) qui pourrait augmenter de 3 euros du mégawattheure. C’est en tout cas l’hypothèse qui a les faveurs du gouvernement.Cette taxe en question sert à couvrir les charges des missions de service public d’EDF, dont celles liées au rachat à un prix bonifié de l’électricité d’origine renouvelable, ainsi que les tarifs sociaux. La CSPE passerait ainsi de 13,5 euros du mégawattheure à 16,5 euros, alors que la Commission de régulation de l’énergie a préconisé en octobre une hausse de 9 euros pour atteindre 22,5 euros le mégawattheure.Mais le gouvernement, qui a le dernier mot sur le sujet, préférerait limiter la hausse à 3 euros « pour préserver le pouvoir d’achat » des Français.Les tarifs réglementés de l’électricité (hors taxes, dont la CSPE) appliqués par EDF avaient déjà augmenté de 5% le 1er août dernier, et doivent à nouveau augmenter de 5% à l’été 2014.