groupes électrogènes et tarifs EJP d`EDF - Europ Energies

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- Janvier 2011
Bilan et perspectives
France : petites installations électriques
de pointe
Il existe en France des moyens « diffus » de production d’électricité à la pointe ou à l’extrême-pointe.
En France, il existe une réserve de
moyens de production en électricité de
pointe ou d’extrême-pointe qui est sousemployée. Elle est composée de
groupes électrogènes installés sur des
sites industriels ou dans les grands
hôpitaux, de la cogénération, de la
petite hydroélectricité et des centrales
diesel « dispatchables ». La plupart de
ces installations ont bénéficié de tarifs
très avantageux pendant des années.
Elles sortent aujourd’hui de ces contrats
qui couraient sur douze ou quinze ans.
EDF ne se montre évidemment pas
enclin à les renouveler. L’Association
nationale des producteurs d’électricité
d’extrême-pointe (ANPEEP), dont les
membres opèrent quelque 400 MW
de groupes thermiques de 8 à 10 MW
chacun, situés un peu partout en
France, demande ainsi que « les pouvoirs publics agissent au plus vite
auprès d’EDF afin que celui-ci propose
aux producteurs d’extrême-pointe des
conditions économiques acceptables ».
Le contrat proposé par EDF devrait
faire passer la rémunération de ces
capacités de 95 euros/MW/an à
26 euros/MW/an. Du côté d’EDF, on
estime que ce prix est « largement
celui du marché ».
Rémunération de la production
La question qui est posée est bien celle
de la rémunération de la production
d’électricité en pointe. La loi sur la nouvelle organisation du marché de l’élec-
France : groupes électrogènes
et tarifs EJP d’EDF
La France compterait 5000 MW de groupes électrogènes. Cette
capacité de production en de pointe est largement sous-utilisée.
Les tarifs EJP (effacements jours de
pointe) ont été mis en place par EDF
au début des années 80. Le principe
en est simple : les clients paient leur
électricité moins cher, sauf vingt-deux
jours par an durant lesquels, au
contraire, l’électricité leur est facturée
à un prix très élevé. Ils sont donc invités par ce moyen à s’effacer, c’est-àdire à limiter leur consommation, ces
jours-là. Ces vingt-deux jours sont
décidés et signalés aux clients par
EDF pendant l’hiver. Les tarifs EJP ont
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connu un succès certain auprès des
industriels et d’établissements comme
les hôpitaux et les tours de bureaux,
qui disposent de groupes électrogènes (GE) pour leurs propres
besoins en électricité de secours. Les
tarifs EJP (et leurs déclinaisons Tempo)
ont aussi connu un vif succès auprès
des clients résidentiels et petits professionnels.
Ces tarifs ne sont cependant plus aussi
avantageux que par le passé pour les
tricité (Nome) prévoit la mise en place
d’une obligation et d’un marché de
capacité, qui devrait apporter une
réponse. En attendant, les contrats
existants doivent-ils être prolongés ?
Les sites disposant de moyens de production doivent-ils s’organiser pour
valoriser l’électricité eux-mêmes ou via
un intermédiaire ? Mais dans ce cas,
le cadre réglementaire n’est pas prêt.
ERDF est submergé de demandes de
raccordements d’installations photovoltaïques. L’Union française de l’électricité (UFE) mène actuellement une étude
visant à « appréhender l’évolution de
la demande et de l’offre en électricité
en France après l’application de la loi
Nome. L’objectif est de mesurer les
implications de ces évolutions sur la
construction et l’évolution des tarifs et
des prix de marché de l’électricité à
moyen terme en France ». Cette étude
devrait être finalisée en juin 2011. Il
sera intéressant de se pencher sur le
chapitre qu’elle consacrera aux
moyens de pointe.
sites disposant de GE. Tout d’abord
parce que EDF les a progressivement
augmentés en réduisant le différentiel
de prix avec les autres tarifs. Ensuite,
parce que leur intérêt dépend de la
différence entre les gains sur la facture EDF, d’une part, et les coûts de
maintenance des groupes électrogènes et du combustible, d’autre part.
Et Le prix du gasoil, qui est lié à celui
du pétrole, a beaucoup augmenté ces
dernières années. Le point d’équilibre
économique dépend d’un autre facteur, qui est la prise en compte du
risque de défaillance du groupe électrogène. En effet, si le site ne s’efface
pas à un moment donné de ces vingtdeux jours, EDF lui applique une forte
pénalité,
soit
environ
1000
euros/MWh depuis août 2010 !
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Actuellement, le dispositif est encore
globalement rentable, si le GE ne
tombe pas en panne. Certains sites
préfèrent cependant sortir des tarifs
EJP. Soit parce que le moteur du groupe électrogène étant ancien, l’opérateur craint la panne ou le matériel
revient trop cher en maintenance et en
assurance. Soit parce que les besoins
du site ont augmenté, l’opérateur
Novawatt
Novawatt, dont le cœur de métier
est la valorisation sur les marchés
de gros de la production décentralisée d’électricité telle que la
cogénération, cible également les
GE. Novawatt propose de valoriser la production des GE pendant
quelques centaines d’heures/an
en payant un loyer à leur propriétaire et en lui remboursant les
coûts variables de production
(combustible et maintenance) des
installations. La société gère
aujourd’hui un parc de plus de
50 MW.
devant acheter un nouveau groupe
électrogène ou accepter de fermer
certains ateliers ou services.
A l’hiver 2000, EDF disposait d’une
capacité d’effacement de plus de
5000 MW. Franck Rabut, président de
Novawatt (voir encadré), estime que
plus de la moitié de cette capacité était
assurée par des sites opérant des
groupes électrogènes. En 2010, la
capacité d’effacement des tarifs EJP est
tombée à 2030 MW (chiffres disponibles sur le site de RTE), plus
300 MW pour les tarifs Tempo. La
baisse des capacités d’effacement EJP
est estimée par EDF à environ
100 MW en moins chaque année
depuis 2000. Cet écart est surtout
constitué par l’arrêt massif des contrats
EJP des industriels. En effet, un certain
nombre de grands consommateurs
sont sortis des tarifs EJP à la faveur de
l’ouverture des marchés à la concurrence au début des années 2000, à
l’époque où les fournisseurs leur faisaient des offres très attractives.
Certains grands sites industriels ont
ainsi revendu leurs groupes électrogènes, dont un grand nombre ont été
envoyés dans d’autres pays, en
Afrique ou en Europe de l’Est par
exemple.
Tous les industriels et les sites EJP n’ont
cependant pas démantelé leurs installations. On peut estimer la capacité
installée des groupes électrogènes à
5000 MW aujourd’hui. Une partie
participe toujours au dispositif EJP
(entre 1000 et 1500 MW), une autre
fait l’objet d’offres « effaçables » proposées par EDF, mais de nombreux GE
n’ont qu’une fonction de secours. Il faut
noter que l’utilisation d’une partie de
ces groupes électrogènes est freinée
par la réglementation qui interdit la
production d’électricité dans les
grandes zones urbaines pour des raisons environnementales. Or, les
grands immeubles ont l’obligation de
disposer de groupes de secours.
Franck Rabut estime qu’il y a plus de
600 MW de GE dans le seul quartier
de La Défense…
Méconnaissance des
possibilités d’utilisation
« Au moment où l’on s’interroge sur
la nécessité d’investir dans de nouveaux moyens de pointe, et sur les
moyens de financer lesdits investissements, la méconnaissance des possibilités d’utilisation sur le marché des
actifs de production décentralisés
existants est clairement dommageable
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pour la collectivité », s’insurge
Franck Rabut qui estime qu’il serait
absurde d’avoir à réinvestir dans de
nouvelles centrales de pointe alors
que l’usage des capacités déjà existantes est aujourd’hui dissuadé. Les
GE n’ont été utilisés que peu d’heures
par an (vingt-deux jours, donc entre
400 et 500 heures/an), ils sont souvent encore en bon état. En outre,
« les GE brûlent, avec un rendement
électrique au moins égal, un combustible (FOD) plus propre que le fioul
lourd ou le charbon brûlé par les
grosses centrales de pointe à flamme ; les émissions de polluants
(NOx) et de CO2 sont donc inférieures à celles du parc thermique
centralisé », analyse Franck Rabut.
Ceci étant, Franck Rabut regrette : « Le
contexte réglementaire actuel ne nous
permet pas de faire des offres de valorisation de ces GE de façon simple ». Il
précise : « L’absence de cadre clairement défini permettant à un autre opérateur qu’EDF de gérer ces GE installés
dans des sites raccordés au réseau de
distribution ; la méconnaissance des
différents intervenants, notamment les
personnels d’ERDF en charge de la
gestion des raccordements, de la possibilité de gestion des GE dans un
cadre de marché différent de celui des
anciens contrats EJP ». Plus concrètement, « ERDF ne propose pas aux
industriels de contrats de décompte
d’énergies sans une modification technique de leur raccordement que nous
jugeons injustifiée. De plus, ERDF
considère ces demandes relatives à
des capacités existantes comme celles
ayant trait au raccordement de nouvelles centrales, ce qui allonge considérablement leur durée de traitement et
conduit nombre d’entre d’industriels
intéressés a simplement abandonner
leur demande ».
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