Commentaires sur : Allemagne: génération de puissance électrique éolienne et solaire au mois de Mars 2014

Par : I.lucas

I.lucas — Tue, 20 May 2014 13:45:12 +0000

Coût marginal et coûts fixes :
dans la production d’électricité,
- le coût marginal est, le plus souvent, le coût du combustible + une part du coût de la maintenance (celle proportionnelle au nombre d’heure de fonctionnement).
- - les charges fixes représentent la totalité des autres coûts de sorte que,
avant les subventions aux ENR, les producteurs recouvraient les charges fixes par leur recettes commerciales, sans subvention.

L’hydraulique est un exemple de production où il y a presque exclusivement des coûts fixes, ce qui ne l’a pas empêché d’être rentable ; le rythme des installations s’est adapté à la croissance du marché…jusqu’à ce que les sites les plus intéressants soient équipés, cad jusqu’à la fin des années 50….

Le problème soulevé par Ray :
« Les gouvernements ont imposé l’arrivée sur le marché de production ENR alors que le marché était surcapacitaire » est le vrai problème de la politique ENR.

Cette politique devrait suivre l’évolution des besoins en électricité, si on souhaite minimiser les coûts.
La directive de 2008, acceptée par la France, a fait tout l’inverse : elle a fixé des objectifs de pénétration des renouvelables indépendamment de l’évolution de la consommation et des déclassements des capacités existantes.

Le dernier commentaire rappelle que la politique ENR a favorisé la création d’un double marché de l’électricité dans les pays européens :
- le marché des capacités parfois appelé marché de la puissance (avec une concurrence pour le marché)
- et le marché de l’énergie (avec une concurrence dans le marché)

Comment cala va il marcher ? En fait on réinvente, sous un nouveau nom, des méthodes qui existaient déjà :
Les anciens tarifs régulés d’EDF, dits « Tarifs Boiteux » qui portaient des noms de couleur intégraient mieux que les tarifs dits « de marché », le coût de la puissance et le coût de l’énergie.

Le rapport Poignant Sido de 2010 (page 30) retrace la méthode de construction de ces tarifications et en particulier du tarif « vert » :
http://www.developpement-durable.gouv.fr/IMG/pdf/Rapport_Poignant-Sido.pdf

D’ailleurs, quand ces tarifs étaient appliqués (cad avant 2003) les effacements étaient plus important qu’actuellement (6GW au lieu de 2 GW), ce qui évitait des coûts important.

Les problèmes à venir :
Les différents pays européens ont choisi des architectures différentes pour ce double marché des capacités et de l’énergie.
Ce qui est une façon sure de vider l’objectif de création d’un grand marché de tout contenu…
Le fait de vouloir baser la tarification sur le prix de gros du marché devient de moins en moins pertinent.

Par : Ray

Ray — Mon, 19 May 2014 14:03:09 +0000

Extrait du rapport trimestriel (T1-2014) d’E.On:
Germany is our most important market, but also the market that presents us with the biggest energy-policy and regulatory challenges. We believe that the country’s energy system can be transformed efficiently and in a way that ensures supply reliability.
A key element of ensuring reliability is providing appropriate compensation for conventional generating capacity, as is foreseen in the coalition agreement of Germany’s governing parties. There’s already a broad consensus for such compensation in France, the United Kingdom, and Italy, which all will establish capacity markets in the near future. Russia, Spain, and the United States already have them. I’m confident that the German federal government will soon set a course that will enable conventional power plants to provide a continuous, reliable backup for the intermittent output of renewables and ensure that our economy and population have a reliable supply of electricity 24/7. E.ON has set a course for the future. We reduced our controllable costs by another €0.7 billion in 2013 alone. Our organization is becoming more efficient, effective, and agile. Another aspect of this is a project called Next Generation in which we’re combining our renewables and conventional generation businesses into a single unit. Ahead of competitors, we’re tailoring our organization to tomorrow’s energy market by creating a single unit in which different generation technologies complement each other efficiently.

En clair E-On attend la mise en place de contrats de capacités ou subventions aux générations traditionnelles utilisées en secours aux générations intermittentes. Quand tout sera subventionné et unifié, la génération d’électricité allemande sera alors parfaitement opérationnelle et profitable.
Une omission cependant: mais qui va payer?
http://www.eon.com/content/dam/eon-com/ueber-uns/publications/ZB_2014_Q1_US_eon.pdf

Par : Ray

Ray — Mon, 19 May 2014 13:08:12 +0000

Allons, monsieur Lucas, je vous en prie, restons sur un blog sérieux.
Que peut signifier un « coût marginal » après des milliards d’euros de subventions annuelles, versés sous formes de tarifs copieux et garantis. Toute entreprise qui se respecte doit, avec ses recettes non subventionnées, amortir ses investissements et couvrir ses frais. Même les entreprises de transport aérien « low cost » par exemple.
Quant aux prix de gros, ils n’ont rien à voir avec les prix de revient. Ils s’effondrent parce qu’il y a surproduction d’électricité en Europe. En effet investir massivement et sans risque financier, dans les énergies intermittentes subventionnées alors que la demande globale est stable est une aberration économique que payent les consommateurs européens et les producteurs traditionnels d’électricité.
Tout ce montage d’idéologues germaniques, négation des lois et des signaux du marché, ne vaut pas tripette. Heureusement il va bientôt imploser.
Ce sera alors un très beau sujet d’exemple de gamelle pour business school.

Par : I.lucas

I.lucas — Mon, 19 May 2014 10:07:04 +0000

@ Rmono et Bonnaterre
Le coût marginal de l’éolien et du pv est, en effet ,quasiment nul.

Il n’est donc pas étonnant que le marché de gros de l’électricité, qui est basé sur le coût marginal de court terme (CMCT), comporte des périodes de prix bas, voisin de 0.
L’anomalie du fonctionnement du marché tient à la présence de prix négatifs qui traduisent
- la priorité des ENR sur le réseau
- le manque de flexibilité de certaines productions électriques, alors que le marché fait l’hypothèse que les productions sont flexibles…

Ces prix négatifs permettent d’identifier les limites des hypothèses faites lors de la conception du marché de gros.

PS En général le nucléaire est exploité en base , la gestion en suivi de charge telle que la pratique EDF est l’exception.
Pour cette raison, une réforme des marché électrique, telle que l’a faite l’Europe est déconseillée pour les pays où le nucléaire (exploité en base) représente une part importante de la production.
Car, alors, la réforme conduit à des hausses de prix à l’inverse du but initial de ces réformes.

Par : Raymond Bonnaterre

Raymond Bonnaterre — Mon, 12 May 2014 08:31:36 +0000

à Rmono: « un coût marginal » quasi nul mais subventionné……..mais où est la faille?
La nécessaire génération de cash pour rembourser le capital engagé et les intérêts d’emprunt? La maintenance. Les loyers. Les impôts. Les assurances.
Probablement un mix de tout cela que vous oubliez gaillardement.

Par : ghislaine

ghislaine — Sun, 04 May 2014 19:21:28 +0000

Bonjour,

Je viens de faire installer des équipements géothermiques dans mon habitation et comme bon nombre de personnes (bien malheureusement pour la planète), je pensais que cela serait totalement hors de prix mais il n’en est rien ! Être éco responsable ne coûte pas forcément plus cher que des installations classiques ! J’en profite pour présenter le professionnel qui m »a fait mon installation car il est simplement génial et loin de tout le tas d’arnaqueurs que l’on peut trouver dans le monde de la plomberie !! son site : http://www.installationpompeachaleur.com , il gagne vraiment à être connu !

Ghislaine

Par : I.lucas

I.lucas — Thu, 24 Apr 2014 08:24:16 +0000

Le projet de Loi Energiewende prévoit que les excédents de production électrique d’origine ENR seront, en hiver, utilisés dans les réseaux de chaleur grâce à de simples résistances électrique; EDF avait cherché à développer, chez les particuliers, des dispositifs similaires de chaudières bi énergie, fuel et électricité.

Il faudra faire attention aux surproductions en été, car il n’est pas aussi simple de trouver un usage à des surproductions d’électricité en été qu’en hiver!

Par ailleurs les données du RTE montrent que les exportations d’électricité de la France baissent quand la production ENR allemande augmente ; tout se passe comme si on absorbait 20% de la production ENR allemande.

Par : rmono

rmono — Tue, 15 Apr 2014 16:09:05 +0000

Merci pour ce graph en effet très éclairant !
Petite remarque néanmoins, je ne comprends pas pourquoi vous pointez du doigt les « règles de priorité des énergies intermittentes anti-concurrentielles ». Avec un coût de production d’électricité marginal quasi nul, l’éolien et le pv seront en en effet toujours prioritaires – par nature – dans le cadre d’un marché électrique basé sur le coût marginal (merit order) tel que nous le connaissons aujourd’hui.

Par : papijo

papijo — Wed, 02 Apr 2014 17:08:41 +0000

Je corrige mon post précédent: Hier, lors d’un sommet « Gouvernement fédéral + Länder », il a été décidé de ne pas taxer les autoproducteurs existants, seulement les nouveaux (lien Bloomberg).

NB: En fait, l’autoproduction concerne surtout la grosse industrie déjà équipée en centrales conventionnelles du fait d’un coût de l’électricité en Allemagne plus élevé qu’en France.

Par : papijo

papijo — Mon, 31 Mar 2014 11:38:13 +0000

@BMD: Les autorités allemandes ont déjà vu venir le coup et se préparent à taxer les autoconsommateurs !