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Les Rendez-Vous de l AFG

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Academic year: 2022

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(1)

DOSSIER DE PRESSE

Le 7 mars 2007

x Les Rendez-Vous de l’AFG

La production centralisée d’électricité : quelle place

pour le gaz ?

(2)

x Jusqu’à un passé récent, la plupart des scénarios de prévisions énergétiques tablaient sur une croissance rapide de la consommation du gaz naturel grâce notamment à la forte pénétration supposée de la production d’électricité au gaz. Comment se situe aujourd’hui cette filière de production d’électricité en Europe dans le contexte actuel de prix du gaz (niveau, volatilité) ? Quelle est la place du gaz dans le bilan électrique français pour les années à venir ? Quelles sont les stratégies de développement des centrales au gaz tant par les opérateurs historiques que les nouveaux entrants ? Comment est effectué l’arbitrage du gaz entre sa vente aux clients finals et son utilisation pour produire de l’électricité ? Comment intégrer le risque CO2 ? Telles sont les questions qui seront abordées au cours de ce Rendez-vous de l’AFG.

(3)

x Le Bilan Prévisionnel de RTE et les perspectives de production d’électricité à partir de gaz

Par Erik Pharabod, Chef du Groupe Perspective du Système Electrique, RTE

RTE réalise, tous les deux ans, un bilan prévisionnel de l’équilibre entre l’offre et la demande d’électricité en France sur un horizon de 15 ans.

Ce bilan constitue un diagnostic sur la sécurité de l’approvisionnement d’électricité à partir duquel les pouvoirs publics établissent la Programmation Pluriannuelle des Investissements qui fixe les objectifs en termes de filières de production à développer.

Le dernier bilan prévisionnel complet a été établi en 2005. Une actualisation partielle a eu lieu en 2006 et le prochain sera publié en juin 2007. Mis en ligne sur le site Internet de RTE, le Bilan Prévisionnel contribue à informer les acteurs du système électrique et le cas échéant appuyer leurs décisions d’investissement.

Les analyses des exercices précédents montrent que la consommation d’électricité en France continue à croître, mais de plus en plus lentement. La consommation dans le secteur de l’industrie est actuellement en baisse, tandis que les mesures d’amélioration de l’efficacité énergétique modèrent la croissance attendue dans le tertiaire-résidentiel.

Du côté de l’offre de production, une dynamique de développement de nouveaux moyens de production semble aujourd’hui amorcée : fort démarrage de l’éolien, nombreux projets de cycles combinés au gaz, projet EPR attendu en 2012…

Ainsi, les besoins de nouveaux moyens de production à l’horizon 2010, quantifiés à 1 200 MW dans le scénario de référence du Bilan Prévisionnel 2005, peuvent être satisfaits sous réserve qu’au moins trois des projets de cycle combiné au gaz actuellement engagés aboutissent d’ici là. Le prochain Bilan Prévisionnel précisera l’évolution des risques et des besoins au delà de 2010.

Dans ce contexte, il apparaît que les enjeux en termes de sécurité d’approvisionnement se déplacent vers les questions de raccordement au réseau de transport et d’intégration dans le système électrique des filières en développement.

(4)

Depuis 2005, les procédures de raccordement ont été engagées auprès de RTE pour une quinzaine de sites de cycles combinés au gaz, représentant potentiellement près de 8500 MW. Ces demandes sont concentrées sur les zones d’arrivée du gaz (terminaux méthaniers, frontières Nord-Est). Elles se cumulent le cas échéant avec celles d’autres filières (éolienne, en particulier). Elles génèrent des besoins de développement du réseau, pour le raccordement proprement dit, mais aussi, dans certains cas et du fait de leur concentration, des renforcements du réseau amont pour permettre d’évacuer la production vers les zones de consommation. Les délais associés à ces développements sont principalement liés au respect des procédures de réalisation des ouvrages. Or ces délais sont aujourd’hui plus longs pour construire les lignes que les cycles combinés eux- mêmes : de l’ordre de 7 ans pour les premières, contre 3 pour les seconds…

Conscient de l’enjeu et des difficultés potentielles à développer le réseau, RTE s’efforce de faciliter le processus de raccordement. D’une part, des cartes de capacités d’accueil sur le réseau sont publiées, afin d’orienter la localisation des projets vers les zones les moins contraintes. D’autre part, RTE examine, dans certaines zones, la possibilité d’anticiper les renforcements du réseau avant l’arrivée des projets de production.

Dans les cas où le réseau n’est pas encore adapté, la nouvelle centrale peut être raccordée sous réserve d’être contractuellement soumise à des limitations ponctuelles d’évacuation de sa production pour une période transitoire (jusqu’au renforcement).

Outre la question du raccordement, le développement de la filière gaz peut également être vu sous l’angle de son intégration dans la gestion du système électrique. De ce point de vue, ce type de production présente une souplesse plutôt avantageuse pour la gestion de l’équilibre offre demande. Il convient toutefois d’être attentif aux risques d’interruption de l’approvisionnement en gaz qui peut se présenter en période de fortes tensions sur les marchés, tout particulièrement lors des vagues de froid en hiver.

Renforcé par le jeu des arbitrages entre les différents usages du gaz, ce risque est en effet concomitant aux pointes de consommations électriques. Il peut alors y avoir un intérêt, pour les installations de production d’électricité, à pouvoir recourir à un combustible de substitution afin de garantir leur disponibilité lors de ces périodes tendues.

(5)

x Un développement rapide en Europe Occidentale : Quelles conséquences pour demain ?

Par Olivier Lecointe, Directeur électricité, Gaz de France

L'analyse des compétitivités relatives des équipements de production fait apparaître que le cycle combiné à gaz est, dans un large éventail de scénarios de prix, un moyen de production compétitif pour la majorité des modes de fonctionnement, à l’exception de la base et de l’extrême pointe.

En conséquence, au vu des besoins de capacité, et des avantages intrinsèques de cette technologie – standardisation, facilité d'accès, durée de construction courte, faible intensité capitalistique – un grand nombre de projets de cycles combinés à gaz se développent en Europe.

Les considérations liées à la mitigation des risques conduisent cependant les opérateurs à rechercher une certaine diversification de leur mix de production. En outre, ils accordent désormais une place importante dans leur développement à la production ENR, prioritairement l'éolien.

Selon l’ordre de mérite traditionnel, les cycles combinés à gaz sont appelés après les capacités au charbon. Cela les destine donc en principe à un fonctionnement en semi- base. Mais, dès lors que les capacités de production d’électricité à partir de gaz naturel deviendront très importantes en Europe de l’Ouest, cette situation pourra évoluer, par suite de l'accroissement des coûts de flexibilité du gaz.

Ainsi, en Grande-Bretagne, les fluctuations importantes des marchés journaliers du gaz naturel entraînent d'ores et déjà des conséquences significatives sur le fonctionnement des cycles combinés à gaz. La transposition de cette situation sur les marchés d’Europe Occidentale se traduirait un recours accru aux stockages, un renchérissement des flexibilités gaz, et potentiellement une réorientation de la production au gaz naturel vers une fourniture plus continue.

(6)

x La place du gaz dans la production d’électricité Par Luc Poyer, Directeur Général Délégué, Poweo

Poweo, premier opérateur d’énergie alternatif intégré en France, détient aujourd’hui plus de 80 000 clients en électricité et gaz. Son objectif est d’intervenir activement sur le marché de masse. Afin de réduire la sensibilité de ses offres par rapport aux variations des prix de l’électricité, de maîtriser et sécuriser ses approvisionnements tant en volume qu’en termes de prix, Poweo se positionne dans la génération électrique et les infrastructures clés, avec le soutien de Verbund. Pour la production d’électricité, Poweo a aujourd’hui un plan industriel à forte dominante cycles combinés gaz, qui utilisent le gaz naturel pour ses qualités environnementales et dont la durée de construction et les coûts d’investissement sont compétitifs.

L’objectif de Poweo est de disposer avec ses partenaires d’une capacité de production électrique à partir du gaz de 2 000 MW à fin 2011, ce qui correspond à une consommation de l’ordre de 2 milliards de mètres cubes de gaz par an.

Dans l’optique de sécuriser ses approvisionnements en gaz naturel à la fois pour alimenter ses centrales mais aussi pour fournir ses clients gaz, Poweo a aussi obtenu l’autorisation de construire un terminal de regazéification à Antifer en Normandie, d’une capacité de 9 Mds m3 annuels. Cet investissement de l’ordre de 500 millions d’euros sera rentabilisé grâce à des contrats d’utilisation long-terme signés avec les utilisateurs.

Les présentations sont mises en ligne sur www.afgaz.fr et un compte-rendu sera publié dans le numéro mars-avril 2007 de Gaz d’Aujourd’hui (2-2007).

---

x Les Rendez-Vous de l’AFG sont organisés par l’Association Française du Gaz, le syndicat professionnel gazier. Il a entre autre pour mission de rechercher tous les moyens propres à favoriser le développement

de l'industrie du gaz en France incluant tous les secteurs de la chaîne gazière. Il assure également une représentation des sociétés adhérentes auprès des administrations pour les questions ayant trait à

l'industrie du gaz en France, en particulier techniques, de sécurité et d'environnement.

--- Contact presse : Bénédicte LOUBAUD

Tél. : 01 44 01 87 88 – Fax : 01 44 01 87 92 – E-mail : benedicte.loubaud@afgaz.fr Association Française du Gaz – 62, rue de Courcelles – 75008 Paris – www.afgaz.fr

(7)

7 mars 2007

La production centralisée d’électricité : quelle place pour le gaz ?

Jusqu’à un passé récent, la plupart des scénarios de prévisions énergétiques tablaient sur une croissance rapide de la consommation du gaz naturel grâce notamment à la forte pénétration supposée de la production d’électricité au gaz.

Comment se situe aujourd’hui cette filière de production d’électricité en Europe dans le contexte actuel de prix du gaz (niveau, volatilité) ? Quelle est la place du gaz dans le bilan électrique français pour les années à venir ? Quelles sont les stratégies de développement des centrales au gaz tant par les opérateurs historiques que les nouveaux entrants ? Comment est effectué l’arbitrage du gaz entre sa vente aux clients finals et son utilisation pour produire de l’électricité ? Comment intégrer le risque CO2 ? Telles sont les questions qui seront abordées au cours de ce Rendez-vous de l’AFG.

Débat animé par Long Lu, chargé des Relations institutionnelles de l’AFG.

Avec la participation de :

> Anouk Honoré, Chercheuse à Oxford Institute for Energy Study (OIES) ;

> Olivier Lecointe, Directeur électricité, Gaz de France ;

> Erik Pharabod, Chef du Groupe Perspective du Système Electrique, RTE ;

> Luc Poyer, Directeur Général Délégué, Poweo.

Ce Rendez-Vous s'est tenu à l’auditorium de Gaz de France, 23 rue Philibert Delorme – 75017 Paris, de 17h00 à 19h00.

(8)

OXFORD INSTITUTE FOR ENERGY STUDIES

La production

centralisée d’électricité : quelle place pour le gaz ?

Anouk Honore

Oxford Institute for Energy Studies

AFGAZ - Paris, 2007

(9)

OXFORD INSTITUTE FOR ENERGY STUDIES

2

PANORAMA DE LA DEMANDE DE GAZ NATUREL DANS LA PRODUCTION

D’ELECTRICITE EN EUROPE

PANORAMA DE LA DEMANDE DE GAZ PANORAMA DE LA DEMANDE DE GAZ

NATUREL DANS LA PRODUCTION NATUREL DANS LA PRODUCTION

D’ D ’ELECTRICITE EN EUROPE ELECTRICITE EN EUROPE

z Production d’électricité en Europe

z Consommation de gaz naturel

z 1990-2005: gaz naturel dans la production d’électricité

z Projections de la demande de gaz naturel

z Révisions à la baisse?

z Projets de centrales à gaz en Europe

z Future demande de gaz pour la production d’électricité en Europe

z Conclusions: questions clés

(10)

OXFORD INSTITUTE FOR ENERGY STUDIES

3

Production d’électricité en Europe en 2005 Production d

Production d ’électricit ’é lectricité é en Europe en 2005 en Europe en 2005

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000

Nuclear Coal Lignite Oil Natural Gas Hydro Renewables Not Specified

UK Germany Italy Nethrlands France

Spain Belgium Poland Hungary Czech republic

Austria Slovakia Denmark Finland Ireland

Portugal Lithuania Greece Others

TWh

Source: Eurprog 2005

30.5% 17.1% 9.9% 4.1% 20.8% 11.9% 4.0% 1.7%

Total: 3,015 TWh

(11)

OXFORD INSTITUTE FOR ENERGY STUDIES

4

Demande de gaz en Europe de 1985 à 2004 Demande de gaz en Europe de 1985

Demande de gaz en Europe de 1985 à à 2004 2004

0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500

1985 1987 198 9

1991 1993 1995 1997 1999 20 01

2003

Others

Slovak Republic Austria

Czech Republic Hungary

Poland Belgium Spain France

Netherlands Italy

Germany

United Kingdom

bcm

Source: International Energy Agency, Natural Gas Information 2006

(12)

OXFORD INSTITUTE FOR ENERGY STUDIES

5

Demande de gaz naturel en Europe Demande de gaz naturel en Europe

Source: International Energy Agency, Natural Gas Information 2006

(13)

OXFORD INSTITUTE FOR ENERGY STUDIES

6

Production d’électricité* à partir de gaz, 2005 vs. 1990

Production d

Production d ’é ’é lectricit lectricit é é * * à à partir de gaz, partir de gaz, 2005 vs. 1990

2005 vs. 1990

1990 2005e

TWh percent of total

generation

TWH percent of total

generation

Average annual percent change

1990-2005 Belgium 5.4 7.7 22.5 26.1 9.3

France 3 0.7 22.1 3.8 13.3 Germany 40.5 7.4 64.6 10.4 2.9

Hungary 4.5 15.7 12.4 34.7 6.5 Italy 39.7 18.6 133.1 44 7.8

NL 36.7 50.9 59.2 59.1 3

Poland 0.14 0.1 3.6 2.3 19.2 Spain 1.5 1 79 26.8 28.1

Turkey 10.2 17.7 71 43.8 13

UK 5 1.6 155.2 38.8 24

* Electricity generation from main activity producer power plants and auto-producers Source: International Energy Agency, Electricity Information 2006

(14)

OXFORD INSTITUTE FOR ENERGY STUDIES

7

Prévisions énergétiques en Europe Pr Pr é é visions é visions é nerg nerg é é tiques en Europe tiques en Europe

Source: IEA, WEO 2004

(15)

OXFORD INSTITUTE FOR ENERGY STUDIES

8

Prévisions demande gazière en Europe Pr Pr é é visions demande gazi visions demande gazi è è re re en Europe en Europe

=> 70% de l

=> 70% de l’ ’augmentation dans le secteur de la augmentation dans le secteur de la production d

production d’é ’é lectricit lectricit é é

Source: IEA, WEO 2004

(16)

OXFORD INSTITUTE FOR ENERGY STUDIES

9

Prévisions demande gazière en Europe, en 2000, 2002, 2004 et 2006

Pr Pr é é visions demande gazi visions demande gazi è è re re en Europe, en Europe, en 2000, 2002, 2004 et 2006

en 2000, 2002, 2004 et 2006

0 100 200 300 400 500 600 700 800

2002 2010 2020 2030

WEO 2006 TOTAL

NON-POWER

POWER

WEO 2004 WEO 2002 WEO 2000

WEO 2006 WEO 2004 WEO 2002 WEO 2000

WEO 2000

WEO 2006 WEO 2002 WEO 2004

Mtoe

Source: IEA, WEO 2000, 2002, 2004 and 2006

(17)

OXFORD INSTITUTE FOR ENERGY STUDIES

10

Countries: Austria, Belgium, Denmark, Finland, France, Germany, Greece, Ireland, Italy, Netherlands, Norway, Portugal, Spain, Sweden, UK

Source: Divers 0

20000 40000 60000 80000 100000 120000

2005 2006 2005 2006 2005 2006 2005 2006 2005 2006 2005 2006

Gas Coal Nuclear Hydro Wind Others

MW

Under construction Approved Applied Proposed

Centrales électriques: projets fin 2005 et 2006 Centrales

Centrales électriques: projets fin 2005 et 2006 é lectriques: projets fin 2005 et 2006

(18)

OXFORD INSTITUTE FOR ENERGY STUDIES

11

0 10000 20000 30000 40000 50000 60000 70000

Recent / Construction Approved Applied / Planned

MW

Others EU25 Sweden Slovenia Greece Portugal Ireland Slovakia Austria Poland Hungary Belgium Spain France NL Italy Germany UK

Centrales à gaz in Europe: projets fin 2006 Centrales

Centrales à à gaz in Europe: projets fin 2006 gaz in Europe: projets fin 2006

Source: Divers

(19)

OXFORD INSTITUTE FOR ENERGY STUDIES

12

Centrales électriques: projets fin 2006 Centrales

Centrales électriques: projets fin 2006 é lectriques: projets fin 2006

0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 16000

Gas Coal Hydro Wind Hydrogen

Construction Approved Applied Proposed

0 5000 10000 15000 20000 25000 30000

Gas Coal Others

MW

Construction Approved Applied Proposed

0 5000 10000 15000 20000 25000 30000

Gas Coal

MW

Construction Approved Applied Proposed

-4000 1000 6000 11000 16000 21000

Gas Coal Wind Others

MW

Construction Approved Applied Proposed

UK Italy

Spain Germany

(20)

OXFORD INSTITUTE FOR ENERGY STUDIES

13

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000

Gas Coal Wind Nuclear Hydro Other

MW

Under construction Approved Proposed

France France France

Centrales électriques: projets fin 2006 Centrales

Centrales électriques: projets fin 2006 é lectriques: projets fin 2006

(21)

OXFORD INSTITUTE FOR ENERGY STUDIES

14

Italy

Spain UK

Germany

Others

15.9

14.0 11.7

2.3

5.6

Demande de gaz pour la production d’électricité (2005-2015)

Demande de gaz pour la production d

Demande de gaz pour la production d ’é ’é lectricit lectricit é é (2005

(2005 - - 2015) 2015)

Total: 49.5 bcm

(22)

OXFORD INSTITUTE FOR ENERGY STUDIES

15

Conclusions: questions clés Conclusions: questions cl Conclusions: questions cl és é s

z Prix du gaz

z Décision d’investissements

z

Indexation des prix du gaz

z

Sécurité d’approvisionnement

z Utilisation des centrales a gaz

z Politiques environnementales

z LCPD

z EU ETS

z Concurrence avec le charbon (et arrivée du “charbon propre”), nucléaire,

renouvelables

(23)

OXFORD INSTITUTE FOR ENERGY STUDIES

Anouk HONORE Research Fellow

Oxford Institute for Energy Studies Tel: +44 (0) 1865 889 132

Email: anouk.honore@oxfordenergy.org Anouk HONORE

Research Fellow

Oxford Institute for Energy Studies Tel: +44 (0) 1865 889 132

Email: anouk.honore@oxfordenergy.org

(24)

8 mars 2007

DIRECTION ELECTRICITE

Pôle Portefeuille - Optimisation

La place du gaz dans la production d’électricité

Un développement rapide en Europe – Quelles conséquences

pour demain ?

(25)

8 mars 2007 Pôle Portefeuille - Optimisation

DIRECTION ELECTRICITE

- 2 -

Les fondamentaux économiques de la production (1)

La demande d’électricité est très fluctuante dans l’année et l’équilibre offre demande doit être satisfait à chaque instant. Cela nécessite l'existence de marges de capacité et entraîne des modes de fonctionnement différenciés selon les types d'équipements de production.

Un moyen de production peut ainsi être sollicité tout au long de l’année, pour satisfaire la demande de base, ou bien uniquement une partie significative de l’année ("semi-base"), ou encore pendant une période courte (sollicitation de pointe, ou de secours du système).

Consomm at ion France élect ricit é

0,8 1,0 1,2 1,4 1,6 1,8 2,0

01/01/2006 20/03/2006 06/06/2006 23/08/2006 09/11/2006

TWh

Consommat ion en puissance

50 55 60 65 70 75 80 85 90

23/01 00 h

23/01 18 h

24/01 12 h

25/01 06 h

26/01 00 h

26/01 18 h

27/01 12 h

28/01 06 h

29/01 00 h

29/01 18 h

GW

(26)

8 mars 2007 Pôle Portefeuille - Optimisation

DIRECTION ELECTRICITE

- 3 -

Les fondamentaux économiques de la production (2)

Un moyen de production se caractérise économiquement par son coût complet qui est la somme de ses coûts fixes (rapportés au temps de fonctionnement) et des coûts variables.

Celui-ci détermine la compétitivité relative pour le choix d’investissement.

CCG Cent rale à charbon

Cent rale

nucléaire TAC FOD Coût s d' invest issement s (€/kW) 700 1400 2000 400

Coût s f ixes O&M(€/kW) 23 30 51 14

Coût proport ionnel (€/MWh) 39 31 9 106

Coût s complet pour un f onct ionnement en 8000 heures

0 20 40 60 80 100 120 140

CCG 40$/bl Charbon pul véri sé 50$/t Nucl éai re TAC FOD 40$/bl

€/MWh

Coût du CO2 25€/t

Coût du CO2 15€/t

Coût du combust i bl e Coût vari abl e O&M Coûts f i xes annuel s Coûts

d'i nvesti ssements

(27)

8 mars 2007 Pôle Portefeuille - Optimisation

DIRECTION ELECTRICITE

- 4 -

Les fondamentaux économiques de la production (2)

Sur le plan purement économique, le nucléaire est le meilleur investissement pour la production en base.

Pour l’extrême pointe, la TAC est toujours l’équipement le plus compétitif

En ce qui concerne la semi-base (2000 à 7000h), l’avantage va le plus souvent au CCG, compte tenu de ses émissions de CO2plus faibles que le charbon.

Coût complet pour un f onct ionnement de 6500heures

0 10 20 30 40 50 60 70

CCG 40$/bl

Charbon pulvérisé 50$/t

CCG 60$/bl

Charbon pulvérisé 70$/t

Nucléaire

€/MWh

Coût du CO2 25€/t

Coût du CO2 15€/t Coût du combust ible Coût variable O&M Coût s f ixes annuels

Coût s d'invest issement s

Coût compl et pour un f oncti onnement de 3000heures

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180

CCG 40$/bl Charbon pulvérisé 50$/t

CCG 60$/bl Charbon pulvérisé 70$/t

Nucléaire TAC FOD 40$/bl

TAC FOD 60$/bl

€/MWh

(28)

8 mars 2007 Pôle Portefeuille - Optimisation

DIRECTION ELECTRICITE

- 5 -

Les cycles combinés dans le marché (1)

Cycle Combiné au Gaz

• Une technologie facilement accessible

• Une durée de construction courte

• Une faible intensité capitalistique

Besoin de nouvelles centrales de semi-base

• Croissance de la demande

• Remplacement des anciennes centrales (environnement)

• Développement de la production éolienne

Le CCG est une solution adaptée au changement

rapide et à l'ouverture des marchés (ex : UK)

(29)

8 mars 2007 Pôle Portefeuille - Optimisation

DIRECTION ELECTRICITE

- 6 -

Les cycles combinés dans le marché (2)

En France :

• EDF met en service 500 MW de TAC, construit un EPR de 1600 MW pour 2012

• L’éolien se développe pour quelques GW de puissance (1,3 GW aujourd’hui),

• Quelques projets de centrale charbon sont évoqués,

• Le nombre de projets de CCG annoncés pour mise en service d’ici 5 ans est très élevé : plus de 6 GW à ce jour.

En France une seule installation de ce type fonctionne aujourd’hui : la centrale de DK6 à

Dunkerque (Gaz de haut fourneau + Gaz naturel).

Puissance : 788 MW

(30)

8 mars 2007 Pôle Portefeuille - Optimisation

DIRECTION ELECTRICITE

- 7 -

Les cycles combinés dans le marché (3)

La Belgique, l’Allemagne, précédemment le Royaume Uni , l’Espagne et l'Italie connaissent exactement le même phénomène. Les projections de croissance de l’utilisation du gaz dans la production d’électricité en Europe occidentale sont donc très importantes.

En 2006, 8,6 GW de CCG ont été mis en service en Europe, après 12 GW en 2005, et 21 GW sont annoncés en construction.

M ix de product ion de l'élect ricit é en Europe

0 1000

1985 19901995 2000 2005 20102015 2020

Mtep

0%

30%

Fioul Gaz Charbon Hydraulique Nucléaire Part du gaz nat urel

Source : CERA, AIE

20%

10%

(31)

8 mars 2007 Pôle Portefeuille - Optimisation

DIRECTION ELECTRICITE

- 8 -

Mix de production et diversification des risques

L'analyse de la compétitivité relative des équipements doit être complétée par une analyse des risques spécifiques qui les caractérisent.

Nucléaire

• Coûts et délais de construction,

• Acceptabilité,

• Démantèlement, déchets

Charbon

• CO

2

• Acceptabilité

• Coûts et délais de construction

(<nucléaire)

CCG

• Prix du gaz (tendance et volatilité)

•CO

2

(<charbon)

Les opérateurs chercheront à mitiger leurs risques en diversifiant leur parc de production (conventionnel).

Enfin, ils accorderont une place importante à la production ENR,

prioritairement l'éolien (gisement majeur).

(32)

8 mars 2007 Pôle Portefeuille - Optimisation

DIRECTION ELECTRICITE

- 9 -

Quels changements pourrait entraîner cette utilisation accrue du gaz pour la production d'électricité ?

Gaz non stockable sur site

Fonctionnement en semi-base

Besoins croissants de flexibilité Î

conséquences sur la demande de stockage : quels nouveaux moyens

pour y répondre?

Fluctuation de l’éolien ÎRéserve de

puissance

(33)

8 mars 2007 Pôle Portefeuille - Optimisation

DIRECTION ELECTRICITE

- 10 -

Les premiers enseignements du marché anglais

Le développement des CCG a entraîné une demande accrue de flexibilité gaz Î accroissement du contraste et de la volatilité des prix spot.

Lorsque le prix du gaz est faible, le CCG fonctionne avant le charbon. Lors des périodes de forte demande de gaz, les besoins des CCG viennent augmenter la pointe de prix du gaz et de l’électricité.

Les prix du gaz se retrouvent ainsi à évoluer dans un tunnel, dont le maximum théorique est le prix équivalent du fioul domestique, et le minimum le niveau de prix du gaz qui rend le coût proportionnel du cycle combiné inférieur à celui du charbon.

Le prix de l’électricité devient de plus en plus le reflet de ce prix du gaz à court terme.

Prix de l' élect ricit é et du gaz mont h-ahead au Royaume- Uni

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90

06/01/03 06/01/04 06/01/05 06/01/06 06/01/07

€/M Wh

Prix de l' élect ricit é

NBP

(34)

8 mars 2007 Pôle Portefeuille - Optimisation

DIRECTION ELECTRICITE

- 11 -

Quelles conséquences pour la plaque d’Europe Occidentale ?

Développement des CCG

Renforcement du rôle des

marchés journaliers et de l’importance

du stockage

La modulation du prix journalier lissera le fonctionnement des cycles combinés à gaz

Augmentation de la

volatilité, des besoins

et des prix du stockage

(35)

Bilan Prévisionnel et perspectives pour la

production d’électricité à partir de gaz

Les Rendez-Vous de l’AFG

7 mars 2007

(36)

2

Le principe du Bilan Prévisionnel de RTE

RTE établit un Bilan Prévisionnel de l’équilibre entre l’offre et la demande d’électricité en France, sur un horizon de 15 ans

Mission confiée à RTE par la loi du 10 février 2000

Dernière édition parue en 2005, actualisation partielle en 2006, prochaine édition en juin 2007

Il s’agit d’un diagnostic sur la sécurité de l’approvisionnement en électricité

Il permet de quantifier le besoin global de production nécessaire pour respecter le

« critère de défaillance »

Le besoin identifié concerne surtout le passage des pointes de consommation L’analyse ne porte pas sur l’optimisation économique du parc de production

Les orientations en termes de filières de production à développer ne relèvent pas de

RTE mais de la Programmation Pluriannuelle des Investissements réalisée par l’Etat

(37)

3

Les prévisions de consommation

La consommation d’électricité continue à croître, mais …

De plus en plus lentement,

Essentiellement dans le secteur résidentiel-tertiaire,

Forte volonté politique d’améliorer l’efficacité énergétique (loi POPE, 3ème paquet Energie).

Prévisions de consommation établies en 2005

0 TWh 100 TWh 200 TWh 300 TWh 400 TWh 500 TWh 600 TWh

1950

1955

1960

1965

1970

1975

1980

1985

1990

1995

2000

2005

2010

2015

2020 historique

scénario R1 scénario R2

scénario R3 années 80 10 TWh / an

années 2000 7 à 8 TWh/an

prévisions 2020 4 à 7 TWh / an

(38)

4

Tendances de fond de la consommation d’électricité

Évolution de la croissance annuelle Évolution de l’intensité énergétique

Taux de croissance de la consommation, corrigé des aléas climatiques, lissé sur 5 ans

0,0%

1,0%

2,0%

3,0%

4,0%

5,0%

6,0%

7,0%

8,0%

9,0%

1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010

Intensité énergétique annuelle (électricité) en kWh par Euro

0,24 0,26 0,28 0,30 0,32

1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010

Intensité énergétique annuelle (électricité) en kWh par Euro

0,24 0,26 0,28 0,30 0,32

1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010

(39)

5

Les offres de production (vues en 2006)

Le développement de l’éolien

Selon une enquête réalisée auprès des professionnels de la filière, les projets engagés conduisent à atteindre les 3000 MW courant 2008.

Les projets de cycles combinés au gaz

A fin 2006, RTE avait conclu 15 demandes de raccordement (PTF

acceptées) pour des cycles combinés au gaz, pour une puissance cumulée proche de 8 500 MW.

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Parc

Incrément Prévisions

Filière éolienne

projets CCG

(40)

6

L’évolution des besoins de production

Bilan Prévisionnel élaboré en 2003

3000 MW de moyens à mettre en service à l’horizon 2010 1000 MW par an au delà de 2010

Bilan Prévisionnel élaboré en 2005

Suite à mise en service d’unités au gaz en 2005 et à l’annonce de remise en service de centrales au fioul d’EDF, les moyens supplémentaires à mettre en service à l’horizon 2010 sont encore de 1200 MW.

Actualisation en juillet 2006

Avec l’hypothèse d’une mise en service de 3 tranches CCG et 4000 MW d’éolien d’ici 2010, et sous réserve que la croissance de la consommation reste modérée, le critère de sécurité serait respecté.

Au delà de 2010, il faut toujours 1000M W par an, dont une partie peut être réalisée par les projets

de CCG en cours.

(41)

7

Les nouveaux enjeux

Aujourd’hui, une dynamique de développement de moyens de production s’est amorcée

Développement de l’éolien Nombreux projets CCG EPR en 2012

Cette dynamique est de nature à répondre aux besoins de production nécessaires pour assurer la sécurité d’approvisionnement en électricité

Avec une nécessaire vigilance quant à la concrétisation des projets dans les délais prévus Le Bilan Prévisionnel 2007 précisera le niveau du risque et son échéance

Les enjeux en termes de sécurité d’approvisionnement se déplacent

Le raccordement au réseau

L’intégration dans le système électrique

(42)

8

L’enjeu du raccordement

Début 2007, RTE a conclu avec ses clients 15 Propositions Techniques et Financières (PTF) pour le raccordement d’un total de 20 CCG

Ces demandes sont concentrées sur les zones d’arrivée du gaz

Terminaux méthaniers Frontières Nord-Est

Le raccordement des CCG peut également être en concurrence avec des demandes émanant d’autres filières, notamment l’éolien

Les développements de réseau induits sont de deux type :

Le raccordement proprement dit, à la charge du client,

Éventuellement, le renforcement du réseau amont, à la charge de RTE

Les délais associés sont liés au respect des procédures de réalisation des ouvrages

(43)

9

Comment faciliter le processus de raccordement ?

RTE publie une carte des capacités d’accueil sur son site Internet

Avec le réseau existant

Toute production confondue

En l’absence de limitation de production dues à des contraintes de réseau

RTE envisage d’anticiper le renforcement du réseau amont dans certaines zones

Démarche en cours sur la zone de Fos

Lorsque le réseau amont ne peut être renforcé dans des délais compatibles avec l’arrivée d’un nouveau groupe, la production peut faire l’objet de limitations

Ponctuellement, en fonction des conditions du système électrique

Temporairement, jusqu’au renforcement du réseau

(44)

10

Capacités d’accueil

Exemple de capacités de raccordement au réseau 400 kV

Les estimations sont réalisées avec le réseau existant et hors projets en file d’attente

Les capacités d’accueil d’une zone globale ne

sont pas la somme des capacités poste par

poste…

(45)

11

Zones favorables

Analyse indicative par superposition des réseaux gaz et électricité

Sur la base d’une distance maximale de 30 km de part et d’autre des canalisations du réseau de transport principal de gaz

En retenant les postes électriques à 400 kV qui présentent des capacités d’accueil de

production, au regard du réseau électrique.

Des informations plus précises peuvent être obtenus auprès des équipes

régionales de RTE

(46)

12

L’intégration dans le système électrique

RTE observe une position de neutralité quant au choix des filières de production

Celles-ci ont cependant des incidences techniques différentes sur l’exploitation du système électrique

Hydraulique (réservoirs) : très grande souplesse, utile pour la gestion de l’équilibre offre / demande Thermique classique : également utilisé pour constituer les réserves

Nucléaire : peu souple, production essentiellement en base Éolien, fil de l’eau : production fatale, intermittente

La production au gaz est relativement souple et peut participer à la constitution des réserves au titre des services système

L’attention doit néanmoins être attirée sur l’éventuel délai de mise en œuvre des mobilisations de

puissance des groupes

(47)

13

L’intégration dans le système électrique

Face à un fort développement de la production d’électricité à partir de gaz, la question du risque d’interruption de l’approvisionnement en gaz se pose

associé aux périodes de fortes tensions sur les marchés en particulier lors des vagues de froid en hiver

s’avère concomitant aux pointes de consommations électriques renforcé par le jeu des arbitrages entre les différents usages du gaz

Contribution des cycles combinés au gaz aux besoins de couverture de la pointe

sous réserve de garantir la disponibilité des groupes lors des périodes tendues

le cas échéant avec un secours fuel

(48)

14

Conclusion

Des besoins significatifs de nouveaux moyens de production

1000 MW par an à partir de 2010

De nombreux projets de centrales au gaz depuis 2005

Une quinzaine de sites identifiés

Des enjeux de localisation et de raccordement

Implication de RTE pour y répondre

Une place sur le marché qui dépendra de nombreux autres facteurs

Évolution du parc existant

Évolution de la consommation Marché du CO2

Contexte européen

(49)

1

La production centralisée d’électricité pour un nouvel entrant : quelle place pour le gaz ?

Luc Poyer, Directeur Général Délégué POWEO

7 mars 2007

(50)

2

SOMMAIRE

1. Un positionnement équilibré dans la Production 2. Un choix industriel privilégiant le Gaz Naturel

3. La volonté de maîtriser ses Approvisionnements

(51)

3

En Europe

ƒ Nécessité de construire 1 centrale à gaz de 400 MW par semaine ou 1 centrale nucléaire de 1 600 MW par mois d’ici 2020 (source : EDF)

ƒ Des besoins en investissements (équipements inclus) évalués à 1 500 Mds€ à l’horizon 2030

(source : livre vert de la Commission européenne)

En France

76,6

1,2 7,3

Source : Bilan prévisionnel RTE 2005

Besoins de nouvelles capacités en GW Parc nucléaire et thermique EPR inclus GW installés

2010 Années

74,7

2016

77,8 82

Des besoins en capacités de production dès 2009

(52)

4

Poweo, premier opérateur d’énergie alternatif intégré

Activité régulée monopolistique se positionne,

avec le soutien de Verbund dans la

génération électrique et les infrastructures clefs

Shop

AMONT

AMONT Acheminement Acheminement Commercialisation Commercialisation

leader des alternatifs :

> 80 000 contrats électricité et gaz, plus large gamme d’offres Cible : marché de masse

Positionnement Amont pour :

Réduire la sensibilité aux variations de prix des matières premières, grâce à la complémentarité des pôles Amont et Aval

Maîtriser et sécuriser les approvisionnements en volume et en prix

(53)

5

PRODUCTION D’ELECTRICITE APPROVISIONNEMENT GAZ

Eolien Solaire

Hydroélectricité Biomasse

Autres

Renouvelable

Charbon Fioul Autres

Gaz naturel

Fossile

GNL

Marchés spot Swaps

Gazoducs

Autres

NUCLEAIRE

Poweo : quels choix industriels pour l’Amont ?

(54)

6

SOMMAIRE

1. Un positionnement équilibré dans la Production 2. Un choix industriel privilégiant le Gaz Naturel

3. La volonté de maîtriser ses Approvisionnements

(55)

7

Atouts du cycle combiné gaz pour la production (1)

La possibilité de couvrir les besoins d’un nouvel entrant avec un nombre de projets limité

Une intensité capitalistique compétitive

Un investissement « rapide »

CCGT EPR (10 tranches) Charbon* Eolien Ordre de grandeur de

l'investissement standard

# 600 EUR / kW # 1500 EUR / kW # 1300 EUR / kW # 1400 EUR / kW

source : DGEMP, POWEO

* Pulvérisé avec traitement des fumées chaudes

CCGT Eolien Solaire PV

Infrastructure pour satisfaire des besoins

jusqu'à 3000 MW en pointe

Entre 4 et 8 projets de 400 à 800 MW et entre

20 et 30 ha

1250 fermes de 12 MW, soit 7500 éoliennes, surface >

300 ha

10 000 fermes de 3 MW représentent 90

000 ha…

CCGT EPR Charbon

Durée standard des

travaux # 2 ans > 6 ans # 4 ans

(56)

8

Atouts du cycle combiné gaz pour la production (2)

La pertinence technique du cycle combiné à turbine à gaz

Une énergie fossile propre

CCGT TAC Charbon*

Rendement PCI # 55 % jusqu'à 40 % # 44%

* Pulvérisé avec traitement des fumées chaudes

CCGT EPR (10

tranches) TAC gaz naturel Charbon* TAC fioul Emissions de CO2 0,35 t / Mwhe 0 t / Mwhe 0,56 t / Mwhe 0,75 t / Mwhe 0,83 t / Mwhe

* Pulvérisé avec traitement des fumées chaudes

Plus de souplesse d’utilisation (arrêts / démarrages) que le nucléaire

(57)

9 40 USD / baril

50 USD / t de charbon 20 EUR / t de CO2

Source : DGEMP retraité POWEO

Atouts du cycle combiné gaz pour la production (3)

Au total, un intérêt technico-économique incontestable sur une vaste gamme d’usage (entre 3000 et 6000 heures)

EPR CCGT

Charbon pulvérisé avec traitement des fumées

TAC gaz à cycle simple TAC fioul à cycle simple

0,0 50,0 100,0 150,0 200,0

500 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 Nombre d'heures

EUR / MWh

60 USD / baril

50 USD / t de charbon 20 EUR / t de CO2

0,0 50,0 100,0 150,0 200,0

500 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 Nombre d'heures

EUR / MWh

(58)

10

Pt/Sambre CCGT 412 MW Q1 2009 Le Havre

Charbon propre / CCGT 800 MW Fin 2012

Beaucaire 800 MW

2010

Toul CCGT 400 MW 2010-2011 Theix

400 MW 2000 2000 2010

800

412

1600

Q1 2009 2010 2011 2012

Thermique charbon propre

Thermique gaz naturel (CCGT)

# 2 800 MW

# 2 000 MW

# 1 600 MW

# 412 MW

Thermique à flamme :

Plan de charge de Poweo à moyen terme en France

Un plan de charge à dominante CCGT

(59)

11

ƒ Investissement : 233 M€, dont 207 MEUR de ligne de crédit

ƒ Capacité installée : 412 MW

ƒ Production : 2 500 GWh/an (400 000 foyers)

ƒ Construction, exploitation et maintenance réalisée par Siemens

ƒ Les travaux ont débuté le 1

er

décembre 2006

ƒ Mise en service : Q1 2009

ƒ Une partie de la capacité de la centrale (160 MW) fait l’objet d’un échange avec EDF = > accès pour POWEO à de la production en base d’origine nucléaire

CCGT de Pont Sur Sambre (Nord)

(60)

12

SOMMAIRE

1. Un positionnement équilibré dans la Production 2. Un choix industriel privilégiant le Gaz Naturel

3. La volonté de maîtriser ses Approvisionnements

(61)

13

Part estimée du GNL

10% 17% 18%

Approvisionnement prévisionnel de l’UE 25 (Mds m3)

Croissance attendue des importations de GNL

2004 2010 2020

9%

10%

25%

15%

6%

30%

5%

8%

14%

14%

22%

9%

21%

9%

12%

10%

20%

8%

31%

17%

525-560 465

590-640

Production domestique Algérie

Norvège Pays Bas Russie

Autres importations hors UE : Nigeria, Qatar, Egypte…

Autre UE

Nouveaux approvisionnements

Sources : BP Statistical Review June 2005, IEA World Energy Outlook 2005, Eurogas annual report 2004 – 2005, POWEO

(62)

14

En service ou en construction En projet

Source : POWEO

Et du nombre de terminaux de regazéification

(63)

15

ƒ Permet de regazéifier 1 m3 de Gaz Naturel Liquéfié à -160°C en 600 m3 de gaz « gazeux » à 15°C selon 3 phases :

– Déchargement

– Stockage dans cuves GNL – Regazéification

ƒ # 2 ans d’études, 3 ans de construction

ƒ Durée de vie > 40 ans

ƒ Accueils de méthaniers de 75 000 à 270 000 m3 (pour les plus récents)

ƒ Déchargement d’un navire # 30 heures, 1 à 2 navires par semaine

ƒ Contrats de regazéification long-terme signés avec les utilisateurs qui

sécurisent les revenus

ƒ # 500 MEUR d’investissement pour une capacité de regazéification de 9 Mds m3 par an;

ƒ CA # 100 MEUR; OPEX # 30 MEUR

Vers le gazoduc Regazéifieurs

Pompes HP

Pompes BP immergées

Recondenseur

Bras de déchargement

Réservoir de GNL Compresseur de

gaz de boil-off

Torche

Vers le gazoduc Regazéifieurs

Pompes HP

Pompes BP immergées

Recondenseur

Bras de déchargement

Réservoir de GNL Compresseur de

gaz de boil-off

Torche

Vers le gazoduc Regazéifieurs

Pompes HP

Pompes BP immergées

Recondenseur

Bras de déchargement

Réservoir de GNL Compresseur de

gaz de boil-off

Torche

Projet Gaz de Normandie à Antifer

(64)

16

Les évolutions souhaitées en France

1. Encourager l’émergence d’un marché gazier européen continental concurrentiel:

augmenter le nombre de points d’entrée et accroître les capacités d’interconnexion

2. Améliorer la modulation accessible aux opérateurs : faciliter l’accès au stockage et encourager de nouveaux investissements

3. Désenclaver certaines régions ayant des besoins de génération : décongestion zone Nord/ zone Sud/zone TIGF

4. Promouvoir le développement d’un marché court-terme liquide en France: mise en place d’un marché organisé avec présence de « market makers » actifs

5. Rendre le marché français plus attractif pour attirer plus de fournisseurs et

d’investisseurs : supprimer les tarifs réglementés

Références

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