Production d’électricité décarbonée au UK

Marché de l’électricité au Royaume-Uni : perspectives sur l’ambition « Clean 2030 »

Le nouveau gouvernement travailliste britannique a inscrit l’établissement d’un système électrique « propre » d’ici 2030 parmi ses cinq grandes priorités politiques. Pour atteindre cet objectif, il prévoit une expansion massive des énergies renouvelables, tout en acceptant de manière pragmatique que les centrales à gaz non équipées de systèmes de capture de carbone continueront de jouer un rôle de secours. L’électricité « propre » est définie comme une production issue à moins de 5 % de gaz non compensé, ce qui permettrait de ramener l’intensité carbone moyenne en dessous de 50 grammes/kWh (contre 171 g/kWh en 2023).

L’opérateur du système britannique, NESO, a développé deux scénarios pour évaluer les besoins nécessaires à la réalisation de cette ambition (voir tableau ci-dessous).

Les deux scénarios reposent sur un doublement ou triplement des capacités d’énergies renouvelables par rapport aux niveaux actuels et nécessitent une multiplication par cinq des capacités de batteries installées. Pour atteindre cet objectif d’ici 2030, le Royaume-Uni devra installer des capacités renouvelables à un rythme 2 à 3 fois supérieur à celui des dernières années, ce qui pose des défis évidents pour la chaîne d’approvisionnement et les investisseurs afin de répondre à cette demande. Cela représente désormais l’un des plans de décarbonation les plus ambitieux, sinon le plus ambitieux, au monde. L’année 2030 est proche à l’échelle des projets d’infrastructure, et il sera difficile d’atteindre cet objectif. Cependant, l’ambition est à saluer – même si cela prend jusqu’en 2035, produire une énergie propre sera une réalisation majeure.

La modélisation de ce nouveau monde « propre » pour 2030 soulève des questions intéressantes pour le Royaume-Uni et d’autres marchés. Selon NESO, environ 50 TWh, soit 17 % de la demande annuelle, devront être déconnectés du réseau pendant les périodes de forte production renouvelable, et ce malgré tous les investissements dans le stockage par batteries, la réponse à la demande et les interconnexions. De plus, NESO estime que sur 15 % des heures, la production à partir de gaz sera toujours nécessaire en tant que solution de secours. Notre analyse prévoit une évolution vers un marché à deux niveaux de prix, avec des prix très bas lors des journées à forte production renouvelable et des prix élevés lorsque le gaz sera requis pour fournir un appui ponctuel.

En parallèle de ce déploiement massif des énergies renouvelables, une réforme majeure de la structure du marché de l’énergie au Royaume-Uni est à l’étude par le régulateur Ofgem, en particulier un passage à une tarification zonale. Cette réforme pourrait améliorer le fonctionnement du marché à long terme, mais elle générera une incertitude à court terme, alors même que le gouvernement a besoin d’inciter les investisseurs à intensifier leurs engagements. Cela est particulièrement vrai pour les segments du marché qui ne bénéficient pas de mécanismes de subventions significatifs, comme les batteries et les panneaux solaires sur toiture.

La capacité de batteries prévue au Royaume-Uni est plus que suffisante pour atteindre les 25 GW requis par NESO. Renewable UK a identifié 42 GW de projets ayant obtenu une autorisation de planification et 53 GW en cours de planification à la fin de l’année dernière. Cependant, la chute rapide des revenus des batteries cette année a mis en évidence les risques inhérents à ces investissements, comme le montre la baisse de plus de 60 % du cours de l’action de Gresham House, un acteur spécialisé au Royaume-Uni, au cours des 12 derniers mois. Certains investisseurs trouvent actuellement les marchés européens plus attractifs et stables que celui du Royaume-Uni. Nous prévoyons une période de consolidation et de réévaluation en 2025, au cours de laquelle les développeurs chercheront à répondre à une série de questions :

• Quelle est la proposition de valeur sous-jacente pour les batteries au Royaume-Uni ? Les marchés des services auxiliaires et d’équilibrage sont trop petits pour soutenir un déploiement à grande échelle des batteries. Quand et comment les marchés des commodités combleront-ils cet écart ?
• Quelles seront les implications des décisions de la réforme REMA sur ces sources de revenus ?
• Qui devrait assumer le risque inhérent aux commodités des batteries : les investisseurs ou les clients via des structures de type péage/paiement au sol (ou le gouvernement devra-t-il finalement assumer une plus grande part de ce risque ?)
• Quels sont les investisseurs naturels pour les batteries ? Les fonds d’infrastructure, qui soutiennent de plus en plus les marchés renouvelables, seront probablement réticents à prendre en charge le risque commercial des batteries. Les services publics, les traders et les fonds spécialisés comme Gresham House et Gore Street pourront-ils intensifier leurs investissements ?
• Quelle stratégie de portefeuille adopter pour gérer le risque de flux de trésorerie inhérent, par exemple une diversification géographique, une diversification des marchés ou un transfert du risque à d’autres parties via des péages/paiements au sol ?

Concernant le solaire sur toiture, les prix actuels de l’électricité pour les commerces et les particuliers, autour de 23 p/kWh, créent une opportunité intéressante pour des PPA sur toiture pouvant offrir un tarif inférieur à 15 p/kWh. Avec des délais relativement courts et une compétitivité économique accrue, nous anticipons une croissance rapide dans ce domaine, avec le retour de nouveaux entrants après l’effondrement du marché solaire en 2016. Il existe un fort appétit pour le capital investi dans des revenus à long terme garantis par des PPA clients. Cependant, cela soulève des questions à long terme :

• Quels risques à long terme de captation des prix les acheteurs de PPA prennent-ils ? Est-ce que 15 p/kWh restera attractif en 2035, avec le risque de prix très bas à midi l’été dans un monde « propre » en 2030 ?
• Comment et quand le solaire doit-il être intégré avec des batteries pour aider à gérer ce risque de captation des prix ?
• Quels marchés solaires devraient être prioritaires ? Nous pensons que le solaire à grande échelle et sur toiture commerciale devraient être privilégiés, tandis que les installations résidentielles devraient être moins prioritaires pour le gouvernement et l’industrie (coût d’installation plus élevé et inadéquation avec le profil de demande des clients britanniques).

E-CUBE a développé une forte expertise sur le sujet de la production d’électricité décarbonée à travers ses projets récents et l’expérience de ses consultants. Nous serions heureux d’échanger avec vous sur ces perspectives de marché et opportunités. N’hésitez pas à contacter les experts ci-dessous pour planifier une discussion sur le sujet.