Customize this title in frenchLes batteries géantes pèsent sur l’économie des centrales électriques à gaz

Make this article seo compatible, Let there be subheadings for the article, be in french, create at least 700 words © Reuter. PHOTO DE DOSSIER : Une éolienne et un pylône électrique sont vus à Finedon, en Grande-Bretagne, le 30 mars 2022. REUTERS/Andrew Boyers/File Photo Par Sarah McFarlane et Susanna Twidale LONDRES (Reuters) – Les batteries géantes qui assurent un approvisionnement stable en électricité en compensant les approvisionnements renouvelables intermittents deviennent suffisamment bon marché pour inciter les promoteurs à abandonner de nombreux projets de production d’énergie au gaz dans le monde entier. La situation économique 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 des entretiens réalisés par Reuters avec plus d’une douzaine de centrales électriques. développeurs, banquiers de financement de projets, analystes et consultants. Ils ont déclaré que certains opérateurs de batteries fournissent déjà de l’énergie de secours aux réseaux à un prix compétitif par rapport aux centrales électriques au gaz, ce qui signifie que le gaz sera moins utilisé. Ce changement remet en question les hypothèses sur la demande de gaz à long terme et pourrait signifier que son rôle dans la transition énergétique est moindre que celui avancé par les plus grandes majors énergétiques cotées en bourse. Au cours du premier semestre, 68 projets de centrales électriques à gaz ont été suspendus ou annulés dans le monde, selon les données fournies exclusivement à Reuters par l’organisation à but non lucratif Global Energy Monitor, basée aux États-Unis. Les annulations récentes incluent la décision du développeur de centrale électrique Competitive Power Ventures annoncée en octobre d’abandonner un projet de centrale à gaz dans le New Jersey aux États-Unis. Il évoque les faibles prix de l’électricité et l’absence de subventions gouvernementales, sans donner de détails financiers. L’indépendant britannique Carlton Power a abandonné son projet de construction d’une centrale électrique à gaz de 800 millions de livres (997 millions de dollars) à Manchester, dans le nord de l’Angleterre, en 2016. Reflétant l’évolution de l’économie en faveur du stockage, l’entreprise 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 exploitions des centrales à gaz en charge de base, maintenant elles passent probablement à 40 % du temps et ce chiffre va chuter à 11 à 15 % dans les huit à dix prochaines années », a déclaré Keith Clarke, directeur général. chez Carlton Power, a déclaré à Reuters. Sans fournir de détails sur les prix, qui, selon les entreprises, sont commercialement sensibles, Clarke a déclaré que Carlton avait eu du mal à financer l’usine à gaz prévue, en partie à cause de l’incertitude quant aux revenus qu’elle générerait et au nombre d’heures qu’elle fonctionnerait. MODÈLES SOUS EXAMEN Les développeurs ne peuvent plus utiliser de modèles financiers qui supposent que les centrales à gaz sont utilisées en permanence tout au long de leur durée de vie de plus de 20 ans, ont déclaré les analystes. Les modélisateurs doivent plutôt prédire la quantité de production de gaz nécessaire pendant les périodes de pointe de la demande et compenser l’intermittence des sources renouvelables difficiles à anticiper. « Cela devient effectivement plus complexe », a déclaré Nigel Scott, responsable du commerce structuré et du financement des matières premières chez Sumitomo Mitsui (NYSE 🙂 Banking Corporation. Les investisseurs accordent une attention accrue à la modélisation, a-t-il ajouté. Les banques se concentrent sur le financement d’usines qui ont des revenus garantis, ont déclaré trois banquiers impliqués dans le financement de projets énergétiques, demandant à ne pas être nommés car ils n’étaient pas autorisés à parler à la presse. De nombreux pays dans le monde, notamment en Europe, proposent des paiements pour les centrales électriques de secours via les marchés de capacité. Sur ces marchés, les producteurs d’électricité tentent de jouer le rôle de fournisseurs de secours. Le système a longtemps été critiqué par les défenseurs de l’environnement, au motif qu’il pourrait équivaloir à une subvention aux combustibles fossiles. Ses partisans affirment qu’il est nécessaire d’assurer une intégration harmonieuse des énergies renouvelables et que les paiements peuvent également récompenser les batteries. Ceux sélectionnés pour fournir une production de secours sont payés pour maintenir les centrales prêtes à être mises en service dans un bref délai pour répondre à la demande de pointe, ou pour couvrir les pannes dans d’autres centrales, ou pour compenser les variations de production d’énergie éolienne ou solaire. Ces paiements peuvent améliorer la rentabilité des centrales au gaz, mais sont insuffisants pour garantir des bénéfices à long terme. Carlton Power a obtenu un contrat d’enchères de capacité pour son projet de centrale à gaz au Royaume-Uni, mais a dû y renoncer en raison de retards dans l’obtention des investissements en raison de 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 suivi avec des programmes similaires. Les opérateurs de batteries et d’interconnexions participent également à ces enchères et ont commencé à remporter des contrats. Le coût des batteries lithium-ion a diminué de plus de moitié entre 2016 et 2022, pour atteindre 151 dollars par kilowattheure de stockage sur batterie, selon BloombergNEF. Dans le même temps, la production renouvelable a atteint des niveaux records. L’énergie éolienne et solaire a fourni 22 % de l’électricité de l’UE l’année dernière, soit une part presque doublée par rapport à 2016, et dépassant pour la première fois la part de la production d’électricité à partir du gaz, selon le groupe de réflexion Ember’s European Electricity Review. « Dans les premières années, les marchés de capacité étaient dominés par les centrales électriques à combustibles fossiles qui fournissaient un approvisionnement flexible en électricité », a déclaré Simon Virley, responsable de l’énergie chez KPMG. Désormais, les batteries, les interconnecteurs et les consommateurs qui modifient leur consommation d’électricité offrent également cette flexibilité, a ajouté Virley. DES RISQUES EN HAUSSE Le démarrage en mars de Keadby 2 de la société énergétique britannique SSE (LON :), une centrale électrique à gaz située dans l’est de l’Angleterre, a été soutenu 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. L’usine a été financée par l’entreprise avant d’obtenir le contrat de stand-by et sa construction a duré quatre ans et demi. Les aspects économiques d’une telle usine seraient désormais différents, a déclaré Helen Sanders, responsable des affaires générales et du développement durable chez SSE Thermal. « Je ne pense pas que nous prendrions désormais une décision d’investissement sans la sécurité des revenus via une sorte de mécanisme en raison du risque inhérent associé à la sécurité des revenus », a déclaré Sanders. « Si vous investissez dans quelque chose uniquement basé sur une exposition au marché marchand, vous allez vraiment devoir constater des prix de l’électricité très, très élevés, si vous ne courez que pendant un nombre d’heures inférieur. » Les efforts visant à réduire les émissions de carbone pourraient ajouter un coût supplémentaire aux centrales à combustibles fossiles : des pays comme le Royaume-Uni et les États-Unis envisagent d’exiger des opérateurs qu’ils modernisent les centrales avec une infrastructure de captage du carbone. Les règles de l’Union européenne introduites en janvier exigent que les usines à gaz cherchant à accéder à la finance verte soient construites avec le captage du carbone ou puissent passer à l’utilisation de gaz à faible teneur en carbone comme l’hydrogène à partir de 2035. INTERRUPTEURS D’ARRÊT, VE À mesure que la transition énergétique s’accélère, d’autres développements pourraient réduire le besoin de centrales de secours. Le détaillant britannique d’énergie Octopus Energy a mené l’année dernière des essais proposant de payer aux ménages une somme modique pour cesser d’utiliser l’électricité pendant une heure à la fois pendant les périodes de forte demande. Les essais ont porté sur la quantité équivalente de demande d’électricité qu’une petite centrale à gaz pourrait satisfaire, ou sur ce qui pourrait être économisé en éteignant plus de la moitié de Londres pendant une heure. Les véhicules électriques constituent un autre élément perturbateur, car ils peuvent être rechargés lorsque la demande est faible, puis alimenter les maisons ou renvoyer l’électricité au réseau pendant les périodes de pointe. Un véhicule électrique typique reste garé 90 % du temps avec une batterie capable de stocker suffisamment d’énergie pour alimenter une maison moderne moyenne pendant deux…

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