Le marché de l'électricité français - Rencontres d'Affaires Franco-Espagnoles de l Industrie Nucléaire Mardi 9 juin 2015, Madrid - Foro Nuclear
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Le marché de l’électricité français
Rencontres d’Affaires Franco-Espagnoles de l´Industrie Nucléaire
Mardi 9 juin 2015, Madrid
Gérald Vignal, gerald.vignal@rte-france.com
1
1. Panorama du système électrique français et grands enjeux pour le futur 2
Le parc de production français
540,6 TWh produits en 2014 129 GW de puissance de production installée au
31/12/2014
PV Autres
5,3 sources
Eolien d'énergie
9,1 1,6
Hydraulique
25,4 Puissance
installée en Nucléaire
63,1
GW
Une production nucléaire saisonalisée
Thermique à
combustible
fossile
24,4
La consommation électrique française
465.3 TWh consommées en 2014 (*) Une consommation fortement
thermosensible
Transports,
energie,
Agriculture,
pertes
Résidentiel + 5 000
MW/°C
Tertiaire
+ 2 300
MW/°C
Industrie Gradients thermiques
Une consommation saisonalisée
Un pic de
consommation
historique atteint en
2012 à 102 GW
(*) : hors pompage
L’interconnexion avec le système européen (1/2)
Situation au 1er janvier 2015
Un solde exportateur de 65,1 TWh en 2014 Une capacité d’export de 16 GW, d’import
de 12 GW
*
*
* Hors nouvelle interconnexion France-Espagne
L’interconnexion avec le système européen (2/2)
Développements d’ici 2020
•Interconnexion France-Espagne à l’est des Pyrénées
+ 2000 MW
- Inauguration le 20 février 2015 par Manuel Valls, Premier ministre français, et Mariano
Rajoy, Président du Gouvernement espagnol
- Montée en charge progressive d’ici fin de l’été 2015
• Interconnexion France-Italie (Savoie Piemont)
+ 1200 MW prévu à l’horizon 2019
• Interconnexion France Angleterre (IFA 2)
+1000 MW à l’horizon 2020
Développements d’ici 2025
Le couplage du marché français avec les autres marchés européens 14 mai 2014 : extension du couplage de marché à l’Espagne et au Portugal
Les grands enjeux du système électrique français dans un
contexte de transition énergétique
Wind PV
Croissance soutenue des ENR
Objectifs 2020 : Eolien, 25 GW // PV,5,4 GW
Augmentation de l’intermittence
Besoin de flexibilité accru
Pointes de consommation importantes
Augmentation du pic de 40% en 12 ans
Importante thermosensibilité: +2300MW/°C
Evolution de la consommation Evolution du parc de production
Nouveaux usages et modes de consommation problèmes de rentabilité de certaines
Les prix de l’électricité sont au cœur des centrales (CCG mis sous cocon)
préoccupations une surcapacité en énergie mais des
tensions capacitaires
De nouveaux défis techniques et économiques pour le système électrique:
• Assurer la sécurité d’approvisionnement en électricité dans un contexte économique
contraint
• Renforcer la flexibilité, que ce soit côté réseau, production ou demande
-> les marchés constituent le « logiciel » du système électrique pour assurer une
allocation optimale des ressources et véhiculer les bons signaux d’investissement
8Zoom sur la croissance soutenue des EnR
2. Principes et organisation du marché 1 0
Energie et Capacité : deux produits valorisés sur le marché français
Appels d’offres capacitaires
organisés par RTE : Marché de capacité
Capacité
Obligations fixées aux - Réserves rapide et Auto fourniture en capacité
complémentaire Valorisation des capacités
producteurs avec marché
- capacités d’effacement certifiées par RTE
secondaire d’échanges
En vigueur depuis 2014 En vigueur depuis En vigueur depuis le 1er A partir de 2017
2003/2008 avril 2015
Energie
Valorisation de l’énergie
Energie de téléréglage Marchés à terme et marché Auto fourniture en
d’ajustement appelée par
rémunérée sur la base d’un spot. énergie
RTE
tarif fixé par le régulateur
En vigueur depuis 2003 En vigueur depuis 2003 En vigueur depuis En vigueur
libéralisation
Au sein d’un portefeuille de
Services système Mécanisme d’ajustement Marchés organisés ou OTC
fourniture
Valorisations possibles
-> Tous les marchés sont ouverts à la production et aux effacements de consommation.Architecture générale des mécanismes de marché - temporalité
Maintien en
condition
Constructions opérationnelle
Fermetures Maintenances
Incidents de très
Capacité installée et disponible Incidents, aléas
court terme
Production et
Injection et soutirage prévus Équilibre temps
consommation
réel (f=50Hz)
effective
Programmation, prévision en
énergie
A – 4 ans Marchés décentralisés Marché centralisé, Temps réel
RTE acheteur unique
Marché de capacité
Marchés de l’énergie Mécanisme Sollicitation des
(à terme puis spot) d’ajustement Services Système
Marchés des
services systèmesUne architecture de marché décentralisé, pour l’énergie (1)
Le dispositif de Responsable d’Equilibre est la pierre angulaire du marché de
l’énergie :
- Il permet de renvoyer vers les acteurs du marché la responsabilité financière de la
livraison physique de l’énergie.
-Le Responsable d’Equilibre s’engage financièrement, vis-à-vis de RTE, à compenser
les écarts de son périmètre entre injection et soutirage.
- Ecart système = somme des écarts des RE
Un prix de règlement des écarts incitant les RE à
équilibrer leur périmètre
Cas où la Cas où la Cas où la
tendance tendance tendance
d’ajustement est à d’ajustement est d’ajustement est à
la hausse nulle la baisse
Min [PMPb / (1+K)
Énergie Énergie Ecarts positifs Prix Spot Prix Spot
; Prix Spot]
injectée - soutirée
= Ecart
Max [PMPh *
Ecarts négatifs Prix Spot Prix Spot
(1+K) ; Prix Spot]Une architecture de marché décentralisé, pour la capacité (2)
Le dispositif de responsable de périmètre de certification est la pierre angulaire du
marché de capacité
- Le RPC est responsable financièrement des écarts entre la capacité prévisionnelle
(certifiée) et la capacité effectivement disponible. Sa qualité s’obtient pas signature d’un
contrat avec RTE.
- Le rattachement à un RPC est obligatoire pour toute capacité
- Toutes les capacités sont éligibles au mécanisme de capacité français
Un prix de règlement des écarts incitant les RPC à
être équilibrer
Sécurité Sécurité
d’approvisionnement d’approvisionnement non
menacée menacée
(écart global < écart limite) (écart global ≥ écart limite)
Prix de règlement des
Padmin (1+K) x Prm
écarts négatifs
Capacité Capacité
réellement - certifiée
= Ecart
Prix de règlement des
(1-K) x Prm (1-K) x Prm
disponible écarts positifs
Padmin : prix administré ; Prm : prix référence marché ; K : coefficient
d’incitation (0,1)Un marché en pleine évolution
Déclinaison des codes de réseau européens Développement des effacements
de consommation
Energy
Efficiency
Une participation explicite des
Directive
effacements à tous les mécanismes
RfG
de marché
DCC
Connection Existing
Codes Standards
CP
EB HVDC Un marché de capacité récent
Network
ID Codes OS
- Assurer l’adéquation du système à
Gov. REMIT LFCR
GL coût minimal
DA CC EP - inciter les moyens à être
FCA OPS disponible les « jours de pointe » ->
Market Operational une incitation économique pour
Codes
Codes toutes les capacités, y compris
MIFID nucléaires .Merci de votre attention.
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