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Effacement de consommation
Vincent Rious
(Microeconomix, Florence School of Regulation)
[email protected]
Mastère professionel,
Ingénieurs d’Affaires dans les Marchés de l’Energie, Supélec-CEGOS
19 avril 2013
Avertissement : les opinions exprimées dans cette présentation sont les opinions
personnelles de l’auteur et n’engagent en rien la responsabilité du cabinet
Microeconomix, ni a fortiori celle de ses clients
Objectifs du cours
 Comprendre ce qu’est un effacement de consommation
 Savoir quels sont les sources de revenus potentiels
 Savoir quels sont les coûts de l’effacement
 Savoir quels sont les difficultés de mises en œuvre des
effacements
2
2
© V. Rious 2013
Introduction
 Consommation électrique peu réactive au prix du marché
– Elasticité-prix entre - 0,001 et - 0,1 (Source : M. Lijesen. The real-time price
elasticity of electricity. Energy Economics, 29:249-258, 2007)
 i.e. la quantité consommée diminue de 0,1 % à 1 % pour une augmentation de
100 % du prix spot
 Car, pour la plupart des consommateurs, les signaux tarifaires
ne reflètent pas les prix de marché journaliers et en temps réel
 Car le niveau de consommation n’est pas mesuré à une échelle
temporelle assez fine pour la plupart des consommateurs
– La relève est faite manuellement tous les 6 mois
 Et les consommateurs ne font plus le rapprochement entre leur comportement
et leur consommation
– Le pas de mesure n’est pas toujours assez fin (e.g. heures pleines, heures
creuses)
3
3
© V. Rious 2013
Introduction
 Effet d’une consommation trop peu élastique (cf. slide 5)
– Consommation plus élevée
 Les consommateurs consomment alors qu’ils ne seraient peut-être pas prêts à
consommer en sachant le coût induit
– Production plus élevée
 Utilisation de moyens de production plus chers
 Emissions de CO2 plus élevées
– Perte pour l’intérêt général
 Un manque d’élasticité de la consommation électrique peut
poser un problème pour le fonctionnement du marché (cf. slide
6)
– Pas d’intersection entre la courbe d’offre et de demande
 Problème de calcul du prix et de l’équilibre
– Problème pour la sécurité d’approvisionnement du système électrique
4
4
© V. Rious 2013
Bénéfices des effacements de consommation / élasticité
de la demande
Prix
Courbe de
demande pointe
Courbe de
coût marginal
de production
Prix pointe
(sans
effacement)
Bénéfices nets
totaux des
effacements
(avec
effacement)
Tarif
NB: exemple
effacement sans
report
5
5
Q
pointe
(avec
effac.)
Q
pointe
(sans
effac.)
Qté
© V. Rious 2013
Effet d’une trop faible élasticité de la demande sur le
fonctionnement du marché
Courbe de
coût marginal
de production
Prix
Pas de prix déterminé
sans élasticité
Courbe de
demande pointe
Prix pointe
(avec
effacement)
Tarif
NB: exemple
effacement sans
report
6
6
Q
pointe
(avec
effac.)
Q
pointe
(sans
effac.)
Qté
© V. Rious 2013
Les opérateurs d’effacement en France

EDF procède à des effacements depuis longtemps, notamment avec les
contrats Economie Jour de Pointe (EJP)

La pointe a augmenté deux fois plus que la consommation ces 10 dernières
années


–

Et la France (2 300 MW/°C) représente près de la moitié de la thermo-sensibilité
européenne (5 000 MW/°C)
De nouveaux acteurs se sont également développés sur ce secteur
d’activité
–
Des fournisseurs ou filiales

–
–
Edelia (EDF), GDF SUEZ PROVALYS, E.ON ENERGY, ALPIQ, DALKIA, etc.
Des consommateurs

Air Liquide FI, Solvay Energy, etc.
Des opérateurs d’effacement

7
Puissance de pointe + 33% en 10 ans
Consommation +15 % en 10 ans
Novawatt, Energy Pool, Smart Grid Energy, Actility, Voltalis, etc.
© V. Rious 2013
Plan
 Introduction
 Définition et caractérisation d’un effacement
 Les revenus possibles d’un opérateur d’effacement
 Quelques coûts d’un opérateur d’effacement
 Les difficultés de mises en œuvre des effacements
–
La mesure d’une non-consommation
–
La compensation du fournisseur
–
Une prime aux opérateurs d’effacement pour les bénéfices collectifs
 Conclusion
 Annexes
8
8
© V. Rious 2013
Définition de l’effacement de consommation
 Dans le cadre de ce cours, nous définissons l’effacement de
consommation comme l’ensemble des actions permettant de
rendre la demande d’électricité (vue du système) plus flexible et
réactive aux signaux économiques
 Cette définition inclut (cf. détails slides suivants)
– Les différentes formes de flexibilité de la demande
– Les différents dispositifs capables d’activer ces formes de flexibilité
– Ainsi que les différentes caractéristiques dynamiques de l’effacement de
consommation combinant dispositifs et formes de flexibilité
– La production décentralisée, la cogénération et le stockage d’énergie
s’insèrent dans cette définition comme des moyens pour le consommateur
d’être plus flexible et plus réactif aux signaux économiques
9
9
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Les différentes formes de flexibilité de la demande
 Baisse temporaire de consommation
sans report (load shedding)
 Report/anticipation (load shifting)
 Baisse permanente de la consommation
(energy conservation), etc.
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© V. Rious 2013
Les différents dispositifs capables d’activer ces formes
de flexibilité
 Signaux économiques ou tarifaires
– Prix de marché
– Tarifs heures pleines - heures creuses, EJP, Tempo
– Etc.
 Commande à distance
– Un opérateur contrôle votre consommation à distance
 E.g. Voltalis avec son boîtier Bluepod
 E.g. démarrage de centrales diesel à distance
 Commande manuelle
– La consommation est réduite sur place par le consommateur ou un tiers
(notamment en réaction à un signal prix)
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© V. Rious 2013
Les différentes caractéristiques dynamiques de gestion de la
demande, combinant dispositifs et formes de flexibilité
 Durée d’activation
 Fiabilité
 Délai de mobilisation
 Rebond
– Puissance
– Durée
Les moyens de production sont
caractérisées par des contraintes
dynamiques similaires mais dont
les valeurs vont différer (voir en
annexe)
 Cf. slides suivants pour
l’illustration de ces
caractéristiques
– Délai après la fin de
l’effacement
 Fréquence d’activation
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© V. Rious 2013
Durée d’activation et puissance d’un effacement
Puissance
Durée
effacement
Puissance
effacée
Energie
effacée
Temps
13
© V. Rious 2013
Fiabilité d’un effacement
Puissance
Durée
effacement
Puissance
effacée
Puissance
demandée
Energie
effacée
Défaillance de mise en
œuvre de l’effacement
• Défaillance
dans
la
transmission de l’ordre
d’effacement
• Refus du consommateur
de s’effacer
Manque
de fiabilité
Temps
14
14
© V. Rious 2013
Délai de mobilisation d’un effacement
Puissance
Durée
effacement
Energie
effacée
Puissance
effacée
Délai de
mobilisation
15
Demande
d’activation de
l’effacement
Une journée, quelques
heures, quelques minutes ?
Temps
© V. Rious 2013
Report d’un effacement
Puissance
Durée
report
Durée
effacement
Puissance
effacée
Puissance
du report
Report
Energie
effacée
Délai entre
l’effacement
et le report
Temps
16
Report/rebond
• Juste après l’effacement ?
• Réalisable dans le creux de consommation ?
Effet du report sur le bilan énergétique de l’effacement ?
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Fréquence d’activation
Puissance
Jour 1
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Jour 2
Jour …
Jour …
Fréquence d’activation
• Une fois par jour pendant la saison de pointe,
toute l’année ?  effacement de type « Voltalis »
• Une dizaine de fois pendant la saison de pointe,
toute l’année ?  effacement industriel
Jour n
Temps
© V. Rious 2013
Plan
 Introduction
 Définition et caractérisation d’un effacement
 Les revenus possibles d’un opérateur d’effacement
 Quelques coûts d’un opérateur d’effacement
 Les difficultés de mises en œuvre des effacements
 Conclusion
 Annexes
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18
© V. Rious 2013
Bénéfices privés des effacements

Un effacement peut être rémunéré au titre de différents mécanismes
–
Participation au marché de gros (NEBEF – voir section suivante)
–
Participation au mécanisme d’ajustement (MA)
–
Participation aux appels d’offres de RTE pour la fourniture de réserves et d’effacements
–
Rémunération perçue au titre des gains permis par la localisation d’effacements en zones
contraintes sur le réseau

A terme, un effacement pourra également être rémunéré au titre de sa
participation au mécanisme de capacité

A terme, un effacement pourrait aussi être rémunéré au titre de sa participation
au mécanisme de certificats d’économie d’énergie
–

Les certificats d’économie d’énergie sont valorisés environ 0,4 c€/kWh cumac sur le marché
organisé
Les slides qui suivent donnent quelques idées de valorisation
–
AVERTISSEMENT : toutes les valeurs proposées sont des estimations relativement grossières qui
mériteraient des analyses détaillées pour être précisées et rendues opérationnelles
19
19
© V. Rious 2013
Exemple de rémunération d’un effacement sur le
marché J-1 et le mécanisme d’ajustement

Résultat d’un papier de recherche sur la rémunération d’un opérateur d’effacement
–

Source : RIOUS V., ROQUES F., PEREZY., 2012. Which Electricity Market Design to Encourage the Development
of Demand Response? EUI RSCAS working paper; 2012/12.
Nous avons considéré des hypothèses conservatrices de façon à maximiser le revenu estimé
–
Placement du rebond


Sur le marché J-1, le rebond est placé dans le creux de consommation
En temps réel, le rebond intervient juste après l’effacement
–
On s’appuie sur les prix spot et sur les prix de mécanisme d’ajustement passé
–
En J-1, l’effacement et le rebond sont payés au prix spot
–
En temps réel, l’effacement est payé à son prix d’offre (lorsqu’il est plus faible que le prix marginal
d’ajustement)

Le prix d’offre est calé de façon à maximiser son profit
–
–
–
Le rebond est payé au prix de règlement des écarts
–
Nous supposons que l’opérateur d’effacement sait parfaitement anticiper les prix spot et le prix marginal
d’ajustement et réalise les arbitrages entre le marché J-1 et le mécanisme d’ajustement qui maximise son
profit

20
Un prix d’offre élevé lui permet de gagner beaucoup à chaque activation mais il n’est pas activé souvent
Un prix d’offre faible lui permet d’être activé souvent mais il gagne peu à chaque activation
Le rebond et le prix de règlement des écarts étant a priori incertains, nous supposons que l’opérateur
d’effacement ne sait pas anticiper le prix de règlement des écarts
© V. Rious 2013
Résultat avec un effet rebond nul
70
60
50
40
30
20
10
0
2003
2004
2005
2006
Benefit from spot market
21
2007
2008
2009
2010
2011
Benefit from balancing market
© V. Rious 2013
Résultat avec un effet rebond de 50 %
70
60
50
40
30
20
10
0
2003
2004
2005
2006
Benefit from spot market
22
2007
2008
2009
2010
2011
Benefit from balancing market
© V. Rious 2013
Exemple de rémunération aux appels d’offres de RTE
 Rémunération moyenne aux appels d’offres de RTE pour la
fourniture de réserves
– Ce sont les réserves rapides, 1000 MW mobilisables en 13 minutes, et les
réserves complémentaires, 500 MW mobilisables en 30 minutes
– Le coût moyen de contractualisation de ces réserves en 2011 valaient
30 k€/MW.an
– Les opérateurs d’effacement Energy Pool et Novawatt ont été sélectionnés
chacun pour 50 MW dans ces appels d’offres sur la période 2011-2014
23
© V. Rious 2013
Exemple de rémunération aux appels d’offres de RTE

Rémunération moyenne aux appels d’offres de RTE pour la fourniture
d’effacements
–
L’article 7 de la loi NOME prévoit que « le gestionnaire du réseau public de transport
organise un appel d’offres (…) pour mettre en œuvre des capacités d’effacement
additionnelles sur une durée de trois ans »


24
De façon transitoire jusqu’à la mise en place d’un mécanisme de capacité, prévu initialement
pour 2015-2016.
–
Pour 2012, RTE avait contractualisé 392 MW de capacité d’effacement à un prix
moyen de 15 €/kW.an
–
Air Liquide France Industrie, Alpiq Energie France, Energy Pool Développement,
Solvay Energy Services et Smart Grid Energy ont été retenues
N.B. : rémunération perçue au titre des gains permis par la localisation
d’effacements localisés en Bretagne
–
RTE a contractualisé 70 MW de capacité d’effacement en Bretagne
–
La taille minimal des offres était de 1 MW
–
Six acteurs ont été sélectionnés : Actility, Dalkia, EDF, Energy Pool, NovaWatt et
Voltalis
–
Aucun coût n’a été communiqué
© V. Rious 2013
Rémunération au titre du mécanisme de capacité
 Le mécanisme est encore en cours de conception, il n’est donc pas
possible d’établir avec suffisamment de certitudes la valeur de la
capacité
 Le mécanisme de capacité peut représenter une opportunité très
intéressante pour l’effacement si l’on se réfère aux expériences
américaines
–
Les effacements tirent jusqu’à 80 % de leur rémunération du marché de
capacité
 Source : Bresler S., 2009. Demand Response in the PJM Electricity Markets.
 Néanmoins, il existe actuellement une importante surcapacité en
Europe qui pourrait fortement modérer le prix de la capacité
25
–
Crise économique
–
Développement des ENR
–
Efficacité énergétique
–
Développement important de capacités de production avant la crise
© V. Rious 2013
Combinaisons des sources de revenus

Certains mécanismes économiques dont peuvent
effacements peuvent être combinées entre eux
–

26
bénéficier
les
i.e. un même mégawattheure effacé peut être rémunéré au titre de plusieurs
mécanismes, généralement au titre de son énergie et au titre de la disponibilité de la
capacité d’effacement associée
Le tableau ci-dessous lu ligne par ligne fournit les combinaisons possibles
Mécanisme
d’ajustement
Contractualisation
des réserves
Contractualisation
des effacements
localisés
-
Possibilité de
combiner
Possibilité de
combiner
Possibilité de
combiner
Mécanisme
d’ajustement
Possibilité de
combiner
-
Contractualisation
des réserves
Possibilité de
combiner
Combinaison de fait
Contractualisation
des effacements
localisés
Possibilité de
combiner
Combinaison de fait
Marché de gros
Mécanisme de
capacité
Marché de gros
-
Possibilité de
combiner
Mécanisme de
capacité
Possibilité de
combiner
-
-
© V. Rious 2013
Plan
 Introduction
 Définition et caractérisation d’un effacement
 Les revenus possibles d’un opérateur d’effacement
 Quelques coûts d’un opérateur d’effacement
 Les difficultés de mises en œuvre des effacements
 Conclusion
 Annexes
27
27
© V. Rious 2013
L’effacement de consommation n’est pas gratuit
 Effacer de la consommation nécessite des moyens humains et
logistiques pour l’opérateur d’effacement
 Un effacement crée un contrainte pour le consommateur
– Il ne s’effacera que s’il y trouve un intérêt en arbitrant entre cette
contrainte et une compensation / un prix de l’énergie
 Comme pour toute activité, on distingue
– Les coûts de fonctionnement (induit par l’activité à court terme)
– Et les coûts d’investissement
28
© V. Rious 2013
Les coûts d’un opérateur d’effacement (1/2)
 Coût de fonctionnement
– Varie avec la quantité d’effacement activée dans le temps
– Déterminé au jour le jour lors des activations d’effacement
Puissance
29
29
Temps© V. Rious 2013
Les coûts d’un opérateur d’effacement (2/2)
 Coût d’investissement
– Varie avec la capacité d’effacement, i.e. la quantité d’effacement activable
au maximum
– Déterminé à l’investissement
Puissance
max du
report
Puissance
max du
effaçable
30
30
Temps© V. Rious 2013
Les coûts de fonctionnement : la compensation du
consommateur

Différents cas doivent être considérés pour savoir s’il est nécessaire de
compenser le consommateur pour son effacement

Consommateurs avec contrat à prix fixe


31
31
–
Il est nécessaire de le compenser pour qu’il s’efface
–
Il est compensé pour le désagrément lié à son effacement, i.e. sa désutilité qui peut être liée à une
perte de confort, un report de production d’un bien, le démarrage d’un moyen d’appoint, etc.
Consommateur avec contrat à prix spot dont il est informé en « temps réel »
–
Il n’y a pas de compensation à lui donner car il s’efface de lui-même avec le signal tarifaire lorsqu’il
dépasse sa propension à payer
–
L’économie qu’il réalise compense sa désutilité
Des situations intermédiaires : prix indexé sur le prix spot, contrat EJP, contrat
tempo, etc.
–
Le consommateur est partiellement incité à s’effacer mais pas suffisamment pour aligner son
incitation avec les bénéfices que son effacement procure au système
–
Une compensation complémentaire du consommateur est nécessaire
© V. Rious 2013
Quelques coûts d’investissements

Energy Pool propose quelques données de coûts d’investissement de
capacité d’effacement
–
5 à 10 k€/MW pour les consommateurs industriels
–
20 à 50 k€/MW pour le milieu de portefeuille
–
200 k€/MW pour les petits consommateurs


Ces grandeurs sont à comparer avec les coûts d’investissement de centrales
de production de pointe (turbine à combustion)
–
250-300 €/kW


Source : DGEMP, 2005. Coût de référence de la production électrique.
Une comparaison fine nécessite de tenir compte
–
Des coûts de fonctionnement / activation
–
Et des contraintes dynamiques différentes des effacements et des centrales de pointe

32
32
Source : Energy Pool, 2012. Demand Response La participation des consommateurs à la
gestion du système électrique. Smart cities et prospective. 4 juin. http://www.modelisationprospective.org/Documents/EVT/JourneeSchneider2012/Presentation_Davy_MarchandMaillet_Energy%20Pool.pdf
Délai de mobilisation, Fréquence d’activation, Fiabilité, Etc.
© V. Rious 2013
Plan
 Introduction
 Définition et caractérisation d’un effacement
 Les revenus possibles d’un opérateur d’effacement
 Quelques coûts d’un opérateur d’effacement
 Les difficultés de mises en œuvre des effacements
 Conclusion
 Annexes
33
33
© V. Rious 2013
Les difficultés de mises en œuvre des effacements
 La mesure d’une non-consommation
 Les contraintes de puissance minimale et d’agrégation
 La compensation du fournisseur
 Une prime aux opérateurs d’effacement pour les bénéfices
collectifs
34
© V. Rious 2013
La question de la mesure de l’effacement de
consommation

Comment mesurer l’absence d’une consommation ? Quelle référence prendre ?

Quelques options possibles pour la référence de consommation servant au
calcul de l’effacement (illustrées dans les slides suivants)
–
Minimum avant/après
–
Moyenne avant/après
–
Courbe de consommation des jours précédents
–
Déclaration de programme de consommation

–

Le plus juste et correct serait de s’appuyer sur une déclaration de programme de consommation
Le choix d’une référence a également un coût de mise en œuvre
–
35
35
Etc.
Le choix d’une référence a un impact sur le volume d’effacement
–

Comme pour la production et la mesure des ajustements de production
Il y a un arbitrage à faire entre les coûts de mise en œuvre et les effets économiques des différentes
références
© V. Rious 2013
Différentes références possibles pour la mesure des
effacements (1/4)
Puissance
Effacement
Min (avant, après)
Puissance
effacée
Temps
36
© V. Rious 2013
Différentes références possibles pour la mesure des
effacements (2/4)
Puissance
Effacement
Moyenne (avant, après)
Puissance
effacée
Temps
37
© V. Rious 2013
Différentes références possibles pour la mesure des
effacements (3/4)
Puissance
Effacement
Puissance
effacée
Consommation de référence
sur la base de jours précédents
Temps
38
© V. Rious 2013
Différentes références possibles pour la mesure des
effacements (4/4)
Puissance
Effacement
Puissance
effacée
Déclaration d’un programme
de consommation
Temps
39
© V. Rious 2013
Les difficultés de mises en œuvre des effacements
 La mesure d’une non-consommation
 Les contraintes de puissance minimale et d’agrégation
 La compensation du fournisseur
 Une prime aux opérateurs d’effacement pour les bénéfices
collectifs
40
© V. Rious 2013
Constitution d’un effacement
 Un effacement peut être obtenu
–
Par la diminution de la consommation brute
–
Par l’autoconsommation de production locale (e.g., unités diesel, stockage, etc.)
 Compte tenu des faibles puissances effacées individuellement sur
les petits consommateurs, il est nécessaire d’agréger différents sites
pour respecter cette contrainte
–
Les règles imposent généralement des puissances minimum pour participer aux
marchés
 20 MW sur le mécanisme d’ajustement
 50 MW pour les réserves rapides
 25 MW pour les réserves complémentaires
–
Les règles actuelles ne permettent pas toujours d’agréger différents types de
sites (effacement ou autoconsommation)
 Il existe également des contraintes de taille minimale d’effacement
par site
41
41
© V. Rious 2013
Les difficultés de mises en œuvre des effacements
 La mesure d’une non-consommation
 Les contraintes de puissance minimale et d’agrégation
 La compensation du fournisseur
 Une prime aux opérateurs d’effacement pour les bénéfices
collectifs
42
© V. Rious 2013
Conditions de mises en œuvre d’un effacement
 Jusqu’à récemment, les effacements ne pouvaient être mis en
œuvre qu’à l’intérieur d’un périmètre d’équilibre donné
– i.e. grosso modo appliqué sur un consommateur au bénéfice de son
fournisseur, et donc avec l’accord du fournisseur
– ou vendu sur le mécanisme d’ajustement (avec l’accord du fournisseur)
 La mise en place de Notifications d’Echanges de Blocs
d’Effacement (NEBEF) permet maintenant de réaliser des
effacements sans l’accord du fournisseur et de le vendre à un
autre fournisseur ou sur le mécanisme d’ajustement
43
© V. Rious 2013
Les coûts de fonctionnement : la compensation du
fournisseur

44
44
La loi n° 2013-312 du 15 avril 2013 visant à préparer la transition vers un
système énergétique sobre et portant diverses dispositions sur la
tarification de l'eau et sur les éoliennes dispose que
–
Un décret en Conseil d'Etat, pris sur proposition de la Commission de régulation de
l'énergie, fixe la méthodologie utilisée pour établir les règles permettant la
valorisation des effacements de consommation d'électricité sur les marchés de
l'énergie et sur le mécanisme d'ajustement mentionné à l'article L. 321-10.
–
Ces règles prévoient la possibilité, pour un opérateur d'effacement, de procéder à des
effacements de consommation, indépendamment de l'accord du fournisseur
d'électricité des sites concernés, et de les valoriser sur les marchés de l'énergie ou sur
le mécanisme d'ajustement mentionné au même article L. 321-10, ainsi qu'un régime
de versement de l'opérateur d'effacement vers les fournisseurs d'électricité des sites
effacés. Ce régime de versement est établi en tenant compte des quantités d'électricité
injectées par ou pour le compte des fournisseurs des sites effacés et valorisées par
l'opérateur d'effacement sur les marchés de l'énergie ou sur le mécanisme
d'ajustement.

Pourquoi compenser le fournisseur ?

Faut-il toujours compenser le fournisseur du consommateur effacé ?
© V. Rious 2013
Un exemple pour illustrer la nécessité de compenser le
fournisseur du consommateur effacé (1/4)

Nous considérons l’exemple suivant : un consommateur (e.g. résidentiel)
peut s’effacer pour les besoins de l’ajustement du système à l’aide d’un
groupe électrogène qui peut être placé en amont ou en aval de son
compteur
Groupe électrogène en
aval du compteur
Groupe électrogène en
amont du compteur
Système
Groupe
électrogène
Système
Compteur
Compteur
Groupe
électrogène
Consommateur

45
Consommateur
N.B. : les résultats de cette analyse sont également applicables aux NEBEF
sur le marché de l’énergie ; les résultats de cette analyse sont également
applicables pour un effacement de consommation brute
© V. Rious 2013
Un exemple pour illustrer la nécessité de compenser le
fournisseur du consommateur effacé (2/4)

Pour illustrer la nécessité de compenser le fournisseur du consommateur effacé, nous considérons
3 cas

Cas 1 : le groupe électrogène est en amont du compteur
–
C’est le cas de référence, sans effacement, uniquement avec de la production pour réaliser les ajustements

Cas 2 : le groupe électrogène est en aval du compteur et le fournisseur ne reçoit pas de
compensation

Cas 3 : le groupe électrogène est en aval du compteur et le fournisseur reçoit une compensation
pour l’effacement
Groupe électrogène en
aval du compteur
Groupe électrogène en
amont du compteur
Système
Groupe
électrogène
Système
Compteur
Compteur
Groupe
électrogène
Consommateur
46
Consommateur
© V. Rious 2013
Un exemple pour illustrer la nécessité de compenser le
fournisseur du consommateur effacé (3/4)
 Nous considérerons également un cas 4 dans lequel le groupe
électrogène est en aval du compteur et le fournisseur est payé
d’avance par le consommateur
– Dans ce cas, lors de l’effacement, le consommateur n’a pas à compenser le
fournisseur qu’il a déjà payé
47
© V. Rious 2013
Un exemple pour illustrer la nécessité de compenser le
fournisseur du consommateur effacé (4/4)

Quelques hypothèses supplémentaires

Consommateur 1 et fournisseur 1


48
–
Le fournisseur 1 anticipe de produire 1 MWh qui correspond exactement à la consommation
anticipée et réelle de son client 1
–
Le consommateur valorise cette consommation à un prix très élevé (e.g., plus de 1 000 €/MWh)
–
Il paie un tarif réglementé de 90 €/MWh auprès du fournisseur 1 après sa consommation effective
(sauf mention contraire)
Groupe électrogène
–
Le coût marginal de production du groupe électrogène est égal à 150 €/MWh
–
Il existe un prix d’ajustement exogène P qui détermine les offres à activer (i.e., celles qui ont un prix
inférieur à P) et leur rémunération
Consommateur 2 et fournisseur 2
–
Le fournisseur 2 n’anticipe pas de produire car son client (client 2) n’anticipe pas de consommer
–
Le client 2 consomme finalement 1 MWh et paie cette énergie au fournisseur 2 (tarif)
–
Le fournisseur 2 se retrouve en écart (à cause du client 2) et doit payer le coût/prix de l’ajustement
(au groupe électrogène via le gestionnaire de réseau)
© V. Rious 2013
Cas n°1: groupe électrogène en amont du compteur
(1/3)
 En J-1
–
Le fournisseur 1 anticipe de produire une unité (carré plein bleu) qui correspond
exactement à la consommation anticipée de son client 1 (carré plein vert)
–
Le groupe électrogène n’anticipe pas produire et propose donc sa capacité au
MA
 Le client 1 anticipe de ne pas démarrer son groupe électrogène et propose sa capacité
au MA
–
Le fournisseur 2 n’anticipe pas de produire car son client (client 2) n’anticipe pas
de consommer
J-1
Production
ou achats
sur le
marché
Fournisseur 1
Consommation
anticipée
Client 1
Groupe
électrogène
Fournisseur 2
49
Client 2
© V. Rious 2013
Cas n°1: groupe électrogène en amont du compteur
(2/3)
 En temps réel (ajustement)
–
Le client 2 consomme finalement une unité (carré plein vert) et paie cette
énergie au fournisseur 2 (tarif)
–
Le système doit être équilibré ; le groupe électrogène est donc appelé à
produire et il est payé pour (au prix de l’ajustement)
–
Le fournisseur 2 se retrouve en écart (à cause du client 2) et doit payer le
« coût/prix de l’ajustement » (au groupe électrogène via le gestionnaire de
réseau)
–
Le client 1 paie l’énergie consommée au tarif
J-1
Production
ou achats
sur le
marché
Fournisseur 1
Ajustement
Production
ou achats
sur le
marché
Consommation
anticipée
Client 1
Fournisseur 1
Groupe
électrogène
Fournisseur 2
50
Client 2
Consommation
€ tarif
€ prix ajust
Fournisseur 2
€ tarif
Client 1
Groupe
électrogène
Client 2
© V. Rious 2013
Cas n°1: groupe électrogène en amont du compteur
(3/3)
 En temps réel (ajustement)
– Le groupe électrogène est démarré dès lors que son coût variable / prix
d’offre est mois élevé que le prix d’ajustement, i.e. le groupe électrogène
est démarré dès lors que le prix d’ajustement dépasse 150 €/MWh
– Le groupe électrogène vient donc se substituer à d’autres moyens
d’ajustement plus coûteux
– C’est donc dans l’intérêt général de le démarrer
J-1
Production
ou achats
sur le
marché
Fournisseur 1
Ajustement
Production
ou achats
sur le
marché
Consommation
anticipée
Client 1
Fournisseur 1
Groupe
électrogène
Fournisseur 2
51
Client 2
Consommation
€ tarif
€ prix ajust
Fournisseur 2
€ tarif
Client 1
Groupe
électrogène
Client 2
© V. Rious 2013
Cas n°2: groupe électrogène en aval du compteur et sans
compensation (1/3)
 En J-1
– Le fournisseur 1 anticipe de produire une unité (carré plein bleu) qui
correspond exactement à la consommation anticipée de son client 1 (carré
plein vert)
 Le client 1 anticipe de ne pas démarrer son groupe électrogène et propose sa
capacité au MA
– Le fournisseur 2 n’anticipe pas de produire car son client (client 2)
n’anticipe pas de consommer
J-1
Production
ou achats
sur le
marché
Fournisseur 1
Consommation
anticipée
Client 1
Groupe
électrogène
Fournisseur 2
52
Client 2
© V. Rious 2013
Cas n°2: groupe électrogène en aval du compteur et sans
compensation (2/3)

En temps réel (ajustement)
–
Le client 2 consomme finalement une unité (carré plein vert) et paie cette énergie au fournisseur 2
(tarif)
–
Le système doit être équilibré ; le groupe électrogène est donc appelé à produire et il est payé pour
(prix d’ajustement)
–
Le fournisseur 2 se retrouve en écart (à cause du client 2) et doit payer le coût/prix de l’ajustement
(au groupe électrogène via le gestionnaire de réseau)
–
Le fournisseur 1 doit continuer à produire pour ne pas se retrouver en écart

MAIS SANS COMPENSATION, IL N EST PAS PAYE CAR SON CLIENT A UNE CONSOMMATION NETTE,
I.E. CONSOMMATION BRUTE – PRODUCTION DU GROUPE ELECTROGENE (EFFACEMENT) NULLE
J-1
Production
ou achats
sur le
marché
Fournisseur 1
Ajustement (Cas sans compensation)
Production
ou achats
sur le
marché
Consommation
anticipée
Client 1
Fournisseur 1
Groupe
électrogène
Fournisseur 2
53
Client 2
Consommation
?
€ prix ajust
Fournisseur 2
€ tarif
Client 1
Groupe
électrogène
Client 2
© V. Rious 2013
Cas n°2: groupe électrogène en aval du compteur et sans
compensation (3/3)

En temps réel (ajustement)
–
Dans ce cas, faire fonctionner le groupe électrogène équivaut, pour le système, à une diminution de
la consommation du client mesurée par le compteur et vu par le fournisseur 1
–
En produisant 1 MWh à partir de son groupe électrogène, le consommateur supporte un coût de
150 €, économise les 90 € qu'il aurait payés à son fournisseur d'électricité et empoche le prix d'1
MWh effacé sur le mécanisme d'ajustement
–
Il aura donc intérêt à mettre en route son groupe électrogène dès lors que le prix de l'ajustement
dépassera 60 €/MWh (= 150 €/MWh – 90 €/MWh)
–
Cette situation conduit à une utilisation inefficace du groupe électrogène, puisque celui-ci produit
alors même que son coût marginal de production excède le prix de l'ajustement. Cela signifie qu'il
s'est substitué à des offres d'ajustement qui auraient permis de rétablir l'équilibre du système à
moindre coût.
J-1
Production
ou achats
sur le
marché
Fournisseur 1
Ajustement (Cas sans compensation)
Production
ou achats
sur le
marché
Consommation
anticipée
Client 1
Fournisseur 1
Groupe
électrogène
Fournisseur 2
54
Client 2
Consommation
?
€ prix ajust
Fournisseur 2
€ tarif
Client 1
Groupe
électrogène
Client 2
© V. Rious 2013
Cas n°3: groupe électrogène en aval du compteur et avec
compensation (1/3)
 En J-1
– Le fournisseur 1 anticipe de produire une unité (carré plein bleu) qui
correspond exactement à la consommation anticipée de son client 1 (carré
plein vert)
 Le client 1 anticipe de ne pas démarrer son groupe électrogène et propose sa
capacité au MA
– Le fournisseur 2 n’anticipe pas de produire car son client (client 2)
n’anticipe pas de consommer
J-1
Production
ou achats
sur le
marché
Fournisseur 1
Consommation
anticipée
Client 1
Groupe
électrogène
Fournisseur 2
55
Client 2
© V. Rious 2013
Cas n°3: groupe électrogène en aval du compteur et avec
compensation (2/3)

En temps réel (ajustement)
–
Le client 2 consomme finalement une unité (carré plein vert) et paie cette énergie au fournisseur 2
(tarif)
–
Le système doit être équilibré ; le groupe électrogène est donc appelé à produire et il est payé pour
(prix d’ajustement)
–
Le fournisseur 2 se retrouve en écart (à cause du client 2) et doit payer le « coût/prix de
l’ajustement » (au groupe électrogène)
–
Le fournisseur 1 doit continuer à produire pour ne pas se retrouver en écart
–
Le client 1 compense le fournisseur 1 pour l’énergie « non consommée » (vue du système) mais
injectée par le fournisseur (et en fait revendue par le client 1 sur le MA)
J-1
Production
ou achats
sur le
marché
Fournisseur 1
Ajustement (Cas avec compensation)
Production
ou achats
sur le
marché
Consommation
anticipée
Client 1
Fournisseur 1
Groupe
électrogène
Fournisseur 2
56
Client 2
Consommation
€ comp
€ prix ajust
Fournisseur 2
€ tarif
Client 1
Groupe
électrogène
Client 2
© V. Rious 2013
Cas n°3: groupe électrogène en aval du compteur et avec
compensation (3/3)
 En temps réel (ajustement)
–
Il est justifié que le fournisseur perçoive cette compensation, car il a bien injecté
de l’électricité dans le réseau
–
La compensation doit être calée sur le niveau du tarif réglementé, i.e. 90
€/MWh
–
Cette compensation payée par le client 1 permet en effet d'éliminer la
distorsion et aligne le comportement d'un client 1 dont le groupe électrogène
est situé en aval du compteur avec celui dont le groupe électrogène est situé en
amont
J-1
Production
ou achats
sur le
marché
Fournisseur 1
Ajustement (Cas avec compensation)
Production
ou achats
sur le
marché
Consommation
anticipée
Client 1
Fournisseur 1
Groupe
électrogène
Fournisseur 2
57
Client 2
Consommation
€ comp
€ prix ajust
Fournisseur 2
€ tarif
Client 1
Groupe
électrogène
Client 2
© V. Rious 2013
Cas n°4: groupe électrogène en aval du compteur et
consommation payée d’avance
 En J-1
–
Le fournisseur 1 anticipe de produire une unité (carré plein bleu) qui correspond
exactement à la consommation anticipée de son client 1 (carré plein vert)
 Le client 1 anticipe de ne pas démarrer son groupe électrogène et propose sa capacité
au MA
 Le client 1 paie le fournisseur sur la base de sa consommation anticipée
–
Le fournisseur 2 n’anticipe pas de produire car son client (client 2) n’anticipe pas
de consommer (et en conséquence ne le paie pas)
J-1
Production
ou achats
sur le
marché
Consommation
anticipée
€ tarif
Fournisseur 1
Client 1
Groupe
électrogène
Fournisseur 2
58
Client 2
© V. Rious 2013
Cas n°4: groupe électrogène en aval du compteur (et
consommation payée d’avance
 En temps réel (ajustement)
–
Le client 2 consomme finalement une unité (carré plein vert) et paie cette
énergie au fournisseur 2 (tarif)
–
Le système doit être équilibré ; le groupe électrogène est donc appelé à
produire et il est payé pour (prix d’ajustement)
–
Le fournisseur 2 se retrouve en écart (à cause du client 2) et doit payer le
coût/prix de l’ajustement (au groupe électrogène)
–
Le fournisseur 1 continue à produire car le consommateur 1 lui a acheté et
payé d’avance 1 MWh
J-1
Ajustement (Cas avec compensation)
Production
ou achats
sur le
marché
Consommation
anticipée
€ tarif
Fournisseur 1
Production
ou achats
sur le
marché
Client 1
59
Client 2
Client 1
Fournisseur 1
Groupe
électrogène
Fournisseur 2
Consommation
€ prix ajust
Fournisseur 2
€ tarif
Groupe
électrogène
Client 2
© V. Rious 2013
Cas n°4: groupe électrogène en aval du compteur et
consommation payée d’avance

En temps réel (ajustement)
–
Le fournisseur n’a pas à perçoir de compensation, car il a déjà été payé pour
l’électricité injectée dans le réseau
–
Ce cas se retrouve pour un fournisseur qui serait l’opérateur d’effacement de son
consommateur et pour un consommateur qui s’approvisionne directement sur le
marché de gros
–
Néanmoins, ce cas n’est pas transposable aux petits consommateurs car la
réglementation en vigueur oblige la facturation sur la base de la consommation
mesurée (article 2 de l’arrêté du 2 juillet 2007 relatifs aux factures de fourniture
d’électricité ou de gaz naturel des sites de puissance souscrite inférieure à 36 kVA)
J-1
Ajustement (Cas avec compensation)
Production
ou achats
sur le
marché
Consommation
anticipée
€ tarif
Fournisseur 1
Production
ou achats
sur le
marché
Client 1
60
Client 2
Client 1
Fournisseur 1
Groupe
électrogène
Fournisseur 2
Consommation
€ prix ajust
Fournisseur 2
€ tarif
Groupe
électrogène
Client 2
© V. Rious 2013
Les difficultés de mises en œuvre des effacements
 La mesure d’une non-consommation
 Les contraintes de puissance minimale et d’agrégation
 La compensation du fournisseur
 Une prime aux opérateurs d’effacement pour les bénéfices
collectifs
61
© V. Rious 2013
La loi Brottes propose le versement d’une prime aux
opérateurs d’effacement pour les bénéfices collectifs
 La loi n° 2013-312 du 15 avril 2013 visant à préparer la transition
vers un système énergétique sobre et portant diverses dispositions
sur la tarification de l'eau et sur les éoliennes dispose qu’ « Une
prime est versée aux opérateurs d'effacement, prenant en compte
les avantages de l'effacement pour la collectivité »
 Certains avantages pour la collectivité ne sont pas reflétés dans les
mécanismes économiques existants
–
Il peut ainsi exister un décalage entre le bénéfice privé de l’opérateur
d’effacement et le bénéfice pour la collectivité
 Ce décalage est appelé externalité en théorie économique
–
En conséquence, les effacements peuvent être générés en quantité trop faible
 L’objectif de cette prime est de réaligner les intérêts privés de
l’opérateur d’effacements avec les intérêts de la collectivité
–
62
Elle sera intégrée dans la CSPE, Contribution au Service Public de l’Electricité
© V. Rious 2013
Quels sont les décalages entre les bénéfices privés d’un
opérateur d’effacement et les bénéfices collectifs ?
 Nous avons précédemment identifié les sources de revenu d’un
opérateur d’effacement
 Il faut maintenant identifier les bénéfices collectifs des
effacements et repérer les décalages avec les bénéfices privés
(revenus)
63
© V. Rious 2013
Bénéfices collectifs potentiels des effacements (1/2)
 Bénéfices pour la production d’électricité
– Réduction du coût variable de production : coût de production de l’énergie,
coût de démarrage et d’arrêt, amélioration de l’efficacité de centrales par
le niveau de charge optimisé, etc.
– Réduction du coût de la capacité de production : capacité de base, de semi
base, de pointe et d’extrême pointe (plus le facteur de charge est élevé,
moins il faut de capacité pour fournir la même énergie)
 Bénéfices pour la sécurité d’approvisionnement
– Diminution du risque de défaillance du système à court terme (réserves
opérationnelles)
– Diminution du risque de défaillance du système à long terme (adéquation
de capacité)
– Augmentation de la diversité des sources énergétiques
64
64
© V. Rious 2013
Bénéfices collectifs potentiels des effacements (2/2)
 Bénéfices pour les réseaux
– Réduction du coût variable des réseaux (transport/distribution) : pertes,
congestions
– Réduction du coût de capacité des réseaux (transport/distribution) :
investissements
 Bénéfices pour l’environnement
– Diminution des émissions de CO2 et d’autres gaz ou particules
 Autres bénéfices
– Bénéfices en termes d’innovation
– Bénéfices par la création d’emplois
– Réduction du pouvoir de marché
– Etc.
65
65
© V. Rious 2013
Plan
 Introduction
 Définition et caractérisation d’un effacement
 Les revenus possibles d’un opérateur d’effacement
 Quelques coûts d’un opérateur d’effacement
 Les difficultés de mises en œuvre des effacements
 Conclusion
 Annexes
66
66
© V. Rious 2013
Conclusion
 Les effacements de consommation représentent une
opportunités intéressantes pour modérer l’évolution de la
pointe de consommation en France
 Ils peuvent également aider
renouvelables intermittentes
à
intégrer
les
énergies
 Néanmoins, il est légitime de s’interroger sur la rentabilité de
cette activité sur les différents segments de consommation
 L’évolution du cadre réglementaire doit permettre à termes de
dépasser les difficultés de mises en œuvre des effacements
67
© V. Rious 2013
Plan
 Introduction
 Définition et caractérisation d’un effacement
 Les revenus possibles d’un opérateur d’effacement
 Quelques coûts d’un opérateur d’effacement
 Les difficultés de mises en œuvre des effacements
 Conclusion
 Annexes
68
68
© V. Rious 2013
Caractéristiques techniques des moyens de production
conventionnels
Centrales
nucléaires
69
Centrales thermiques à flamme
Cent. Therm. à
Cent. Therm. à
Cent. Therm. à
vapeur (C.
combustion
cycle combiné
Fossiles)
Centrales
hydrauliques
Centrales
éoliennes
Taille Moyenne
~de 400 à 1300
MW par tranche
~200 à 800 MW
par tranche
~ 1 à 200 MW
~400 à 100 MW
~de 50 à 1300
MW
~ de 1 à 100
MW
Coût variable /
Rendement (Heat
rate)
CV Bas
Rend : ~haut
(HR~10
MBTU/MWh)
CV Moyen / R:
~moyen (HR~913 MBTU/MWh)
CV Haut / R :
~bas (HR~13
MBTU/MWh)
CV Moyen / R :
~haut (HR~6-9
MBTU/MWh)
CV Bas /
R : ~haut
CV Bas/
R : ~haut
Coût de
démarrage
-
Négligeable
Négligeable
Capacité
minimale
de production
~20 % (180 MW
pour une tranche
de 900 MW)
~50 %
~ 50 % à 80 %
~50 %
~
~
Contraintes de
rampe (ramping
rate limits)
~ 1 %/min
(temps réel)
~ 5 %/min (prog.
veille)
~ de 0,5%/min à
5 %/min
~10%/min
~7%/min
-
-
Temps de
démarrage
~40 h (à froid)
~12 à 18h (à
chaud)
~de 11h à 20 (à
froid)
~ 5 h (à chaud)
~10 min à 1 h.
~1h à 4h
~5 min
~
De 20 à 40 U$S/MW
© V. Rious 2013