L'économie à long terme des centrales au gaz, utilisées en Europe et dans certaines régions des États-Unis principalement pour compenser la nature intermittente de l'énergie éolienne et solaire, évolue rapidement, selon les entretiens menés par Reuters avec plus d'une douzaine de promoteurs de centrales électriques, de banquiers spécialisés dans le financement de projets, d'analystes et de consultants.
Selon eux, certains opérateurs de batteries fournissent déjà de l'énergie de secours aux réseaux à un prix compétitif par rapport aux centrales à gaz, ce qui signifie que le gaz sera moins utilisé.
Cette évolution remet en question les hypothèses relatives à la demande de gaz à long terme et pourrait signifier que le gaz naturel joue un rôle moins important dans la transition énergétique que ne l'affirment les plus grandes entreprises énergétiques cotées en bourse.
Au cours du premier semestre, 68 projets de centrales électriques au gaz ont été suspendus ou annulés dans le monde, selon des données fournies en exclusivité à Reuters par l'organisation à but non lucratif américaine Global Energy Monitor.
Parmi les annulations récentes, on peut citer la décision du promoteur de centrales électriques Competitive Power Ventures, qui a annoncé en octobre l'abandon d'un projet de centrale à gaz dans le New Jersey, aux États-Unis. Il a invoqué la faiblesse des prix de l'électricité et l'absence de subventions publiques, sans donner de détails financiers.
L'entreprise britannique indépendante Carlton Power a abandonné en 2016 son projet de centrale électrique au gaz de 800 millions de livres (997 millions de dollars) à Manchester, dans le nord de l'Angleterre. Reflétant l'évolution de l'économie en faveur du stockage, elle a lancé cette année des plans pour construire l'une des plus grandes batteries au monde sur le site.
"Au début des années 1990, nous faisions fonctionner les centrales à gaz en charge de base. Aujourd'hui, elles fonctionnent probablement 40 % du temps et ce chiffre va chuter à 11-15 % dans les huit à dix prochaines années", a déclaré à Reuters Keith Clarke, directeur général de Carlton Power.
Sans donner de détails sur les prix, qui sont commercialement sensibles selon les entreprises, M. Clarke a déclaré que Carlton avait eu du mal à financer la centrale au gaz prévue, en partie à cause de l'incertitude concernant les revenus qu'elle générerait et le nombre d'heures qu'elle fonctionnerait.
DES MODÈLES SOUS SURVEILLANCE
Selon les analystes, les développeurs ne peuvent plus utiliser des modèles financiers qui supposent que les centrales électriques au gaz sont utilisées en permanence tout au long de leur durée de vie de plus de 20 ans.
Les modélisateurs doivent au contraire prévoir la quantité de gaz nécessaire lors des pics de demande et compenser l'intermittence des sources d'énergie renouvelables, difficile à anticiper.
"Cela devient plus complexe", a déclaré Nigel Scott, responsable du commerce structuré et du financement des matières premières chez Sumitomo Mitsui Banking Corporation.
Les investisseurs sont de plus en plus attentifs à la modélisation, a-t-il ajouté.
Les banques se concentrent sur le financement d'installations dont les revenus sont garantis, ont déclaré trois banquiers impliqués dans le financement de projets énergétiques, qui ont demandé à ne pas être nommés parce qu'ils n'étaient pas autorisés à parler à la presse.
De nombreux pays dans le monde, mais surtout en Europe, prévoient des paiements pour les centrales électriques en veille par l'intermédiaire des marchés de capacité. Sur ces marchés, les producteurs d'électricité font des offres pour devenir des fournisseurs de secours.
Ce système est depuis longtemps critiqué par les défenseurs de l'environnement, qui estiment qu'il peut s'apparenter à une subvention aux combustibles fossiles. Ses défenseurs affirment qu'il est nécessaire pour assurer l'intégration harmonieuse des énergies renouvelables et que les paiements peuvent également récompenser les batteries.
Les entreprises sélectionnées pour fournir une production d'appoint sont payées pour maintenir les centrales prêtes à entrer en service à bref délai pour répondre aux pics de demande, pour couvrir les pannes d'autres centrales ou pour compenser les variations de la production d'énergie éolienne ou solaire.
Ces paiements peuvent améliorer la rentabilité des centrales au gaz, mais ne suffisent pas à garantir des bénéfices à long terme.
Carlton Power a obtenu un contrat de vente aux enchères de capacités pour son projet de centrale à gaz au Royaume-Uni, mais a dû y renoncer en raison de retards dans l'obtention d'investissements dus à l'incertitude quant aux revenus futurs du projet.
Le Royaume-Uni a introduit pour la première fois un marché de capacité en 2014, et plus d'une douzaine de pays ont ensuite mis en place des systèmes similaires.
Les opérateurs de batteries et d'interconnexions participent également à ces enchères et ont commencé à remporter des contrats.
Selon BloombergNEF, le coût des batteries lithium-ion a été divisé par plus de deux entre 2016 et 2022, pour atteindre 151 dollars par kilowattheure de stockage.
Dans le même temps, la production d'énergie renouvelable a atteint des niveaux record. L'éolien et le solaire ont alimenté 22 % de l'électricité de l'UE l'année dernière, doublant presque leur part par rapport à 2016 et dépassant pour la première fois la part de la production de gaz, selon l'étude European Electricity Review du groupe de réflexion Ember.
"Les premières années, les marchés de capacité étaient dominés par les centrales à combustibles fossiles qui fournissaient une électricité flexible", a déclaré Simon Virley, responsable de l'énergie chez KPMG. Aujourd'hui, les batteries, les interconnexions et les consommateurs qui modifient leur consommation d'électricité fournissent également cette flexibilité, a ajouté M. Virley.
RISQUES EN HAUSSE
La mise en service en mars de la centrale électrique au gaz Keadby 2 de l'entreprise énergétique britannique SSE, dans l'est de l'Angleterre, a été soutenue par un contrat gouvernemental de 15 ans signé en 2020 pour fournir des services d'électricité de secours au réseau à partir de 2023/24. La centrale a été financée par l'entreprise avant qu'elle n'obtienne le contrat de secours, et sa construction a duré quatre ans et demi.
L'économie d'une telle centrale serait différente aujourd'hui, a déclaré Helen Sanders, responsable des affaires générales et du développement durable chez SSE Thermal.
"Je ne pense pas que nous prendrions une décision d'investissement sans garantie de revenus par le biais d'un mécanisme quelconque aujourd'hui, en raison du risque inhérent associé à la garantie de revenus", a déclaré Mme Sanders.
"Si vous investissez dans quelque chose en vous basant uniquement sur l'exposition au marché marchand, vous allez devoir faire face à des prix de l'électricité très, très élevés, si vous ne fonctionnez que pendant un petit nombre d'heures.
Les efforts de réduction des émissions de carbone pourraient ajouter un coût supplémentaire aux centrales à combustibles fossiles : certains pays, dont le Royaume-Uni et les États-Unis, envisagent d'obliger les exploitants à équiper leurs centrales d'une infrastructure de captage du carbone.
Les règles de l'Union européenne introduites en janvier exigent que les centrales à gaz cherchant à obtenir un financement vert soient construites avec un système de captage du carbone ou soient capables de passer à l'utilisation de gaz à faible teneur en carbone, comme l'hydrogène, à partir de 2035.
interrupteurs, VE
À mesure que la transition énergétique s'accélère, d'autres évolutions pourraient réduire le besoin de centrales de secours.
L'année dernière, le détaillant d'énergie britannique Octopus Energy a mené des essais en proposant aux ménages de payer une somme modique pour arrêter de consommer de l'électricité pendant une heure lors des périodes de forte demande.
Ces essais ont permis de couvrir l'équivalent de la demande d'électricité qu'une petite centrale à gaz pourrait satisfaire, ou ce qui pourrait être économisé en éteignant plus de la moitié de Londres pendant une heure.
Les véhicules électriques constituent un autre facteur de perturbation, car ils peuvent être rechargés lorsque la demande est faible, puis alimenter les foyers ou renvoyer de l'électricité vers le réseau pendant les périodes de forte demande.
Une batterie capable de stocker suffisamment d'énergie pour alimenter une maison moderne moyenne pendant deux jours est garée 90 % du temps. C'est ce qu'indique Kaluza, une plateforme de logiciels énergétiques, dans un rapport publié en décembre.
En Europe, 40 millions de véhicules électriques sont attendus d'ici à 2030, ce qui permettrait de remplacer environ un tiers de la capacité de production d'électricité à partir de gaz de la région, selon Kaluza.
"Il y a beaucoup de choses vers lesquelles le réseau peut se tourner lorsqu'il commence à s'éloigner de la production conventionnelle", a déclaré M. Clarke, de Carlton. (1 dollar = 0,8025 livre) (Reportage de Sarah McFarlane et Susanna Twidale, édition de Simon Webb et Barbara Lewis)
