Etude de la rentabilité de la STEP

Cette partie du projet consiste à étudier la rentabilité d’une STEP marine. Il est en effet important de savoir si un tel projet est rentable et en combien d’années. Le point de vue adopté par simplicité est celui d’un producteur ne disposant pas d’un parc de production d’électricité. Un tel moyen de stockage de masse peut en effet permettre des possibilités d’optimisation d’un parc, en permettant notamment d’éviter, dans certains cas, d’utiliser des centrales coûteuses en matière première.

Cette étude de rentabilité comporte plusieurs volets. Le premier consiste à évaluer le montant des investissements nécessaires à ce projet. Ensuite, les revenus provenant de la marge dégagée par la STEP sur les marchés de l’électricité, mais aussi de services pour la sécurité du réseau, seront déterminés. Puis, les charges courantes d’exploitation, du coût de l’énergie et d’utilisation du réseau seront estimées. Enfin, les amortissements, impôts, taxes et redevances, sans oublier la contribution au service public de l’électricité seront calculés.

Ces différents paramètres permettront de calculer un taux de rentabilité interne à ce projet qui est un indice pour savoir si un investissement est intéressant. Un taux de rentabilité interne de 8% est habituellement synonyme d’investissement attractif pour des projets industriels.

 
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Paramètres et Hypothèses

1. Paramètres et hypothèses

1.1. Puissance, rendements et capacité de stockage

Le dimensionnement de ce projet de STEP marine a abouti à une puissance installée réversible de 800 MW et une capacité de stockage de 10 GWh  (voir partie dimensionnement). Le rendement en mode turbine est de 90% et en mode pompage de 90% également, pour un rendement global pour le cycle turbinage-pompage de 80%. Ces rendements sont conformes pour une STEP neuve équipée des technologies disponibles (groupes turbine-pompe à vitesse variable).

La constante de temps d’un cycle de turbinage et de pompage sur le volume entier du bassin en tenant compte de ces rendements est d’environ 25h (11h20 de turbinage et 13h40 de pompage). Cette valeur est un peu faible pour envisager un mode d’exploitation hebdomadaire, i.e. une gestion du volume d’eau sur une semaine, avec le week-end uniquement du pompage pour retrouver le niveau maximum le lundi matin.

Ainsi, c’est un mode d'exploitation journalier qui sera adopté avec une possibilité de vider entièrement le bassin sur une journée d’exploitation à la condition de pouvoir recouvrir le volume maximum à la fin de la journée.

1.2.  Durée avant exploitation

Avant l’exploitation de la STEP marine, les démarches administratives, les études et la phase de construction prennent du temps. Cette période est estimée à 10 ans et se décomposent de la manière suivante :

  • 6 ans pour réaliser les études nécessaires, faire la demande et obtenir les permis nécessaires ;
  • 4 ans pour la construction.

Si le projet était démarré dès cette année, la mise en service de la STEP marine serait fixée à l’année 2023. Par ailleurs, cette année devrait correspondre aux besoins du réseau face à la croissance des énergies renouvelables intermittentes (voir partie intégration au réseau).

1.3.  Durée de vie

L’un des avantages d'une STEP marine par rapport à une STEP classique est de ne pas avoir besoin d’un cours d’eau pour fonctionner. Ainsi, une concession ne devrait pas être nécessaire à ce projet. La durée de vie, qui aurait été évaluée à 75 ans (voire moins) dans le cas d’une concession, peut ainsi être évaluée dans le cas d’une STEP marine à 100 ans. Cette durée de 100 ans correspond approximativement à la durée d’exploitation des plus anciens barrages et réservoirs hydroélectriques français. D'ailleurs, cette durée de vie pourrait être réévaluée et allongée selon les retours d’expérience de ces barrages.

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Investissement

2. Investissements

L’investissement pour ce projet de STEP marine est estimé à 1 390 M€ et correspond à un coût d’investissement d’environ 1735 k€ par MW installé, l’investissement étant considéré uniformément réparti sur une période de 4 années.

Cette estimation est basée sur les données d’un rapport de l’Union Française de l’Electricité (UFE, voir bibliographie) présentant la méthodologie d’une étude de rentabilité d’une STEP classique de 800 MW dont le bassin supérieur est plus grand (16 GWh de capacité de stockage) que pour ce projet de  STEP marine, et dont le bassin inférieur est considéré comme préexistant. Ainsi, les seules différences entre la STEP marine et celle étudiée dans ce rapport de l’UFE, sont l’utilisation de métaux adaptés à l’eau de mer, de géo-membranes bitumineuses pour l"étanchéité du bassin supérieur, les bassins constitués d’enrochement pour les prises d’eau inférieures (en mer), éventuellement des longueurs de conduites forcées plus grandes et un bassin supérieur plus petit. Les quatre premières différences ont tendance à augmenter l’investissement pour la STEP marine alors que la dernière le diminue.

Ainsi, le montant de l’investissement considéré dans ce rapport, 1040 M€, a été augmenté de 33% afin de prendre en compte les surcoûts dus à ces différences induites par une STEP marine.

Il a été tenté de déterminer ce coût d’investissement de manière plus précise en contactant les entreprises potentiellement capables de contribuer à la construction. Les entreprises Alstom, pour les groupes turbine-pompe et les alternateurs, Razel-Bec pour les travaux souterrains (puits d’accès, excavations pour les conduites forcées et l’usine souterraines) et Saveco pour les conduites forcées, ont été contactées. Cependant pour des raisons de manque de temps, d’indisponibilité ou de confidentialité, il n’a pas été possible d’obtenir de devis pour ce projet.

Pour ce qui est de la valeur terminale du projet, il est difficile de l’évaluer ; elle est donc considérée comme nulle. Ce choix est motivé également par la possibilité d’une obligation de démantèlement qui pourrait être coûteux.

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Revenus

3. Revenus

Une STEP marine n’est pas un moyen de production d’électricité mais un moyen de stockage de l’électricité. Les revenus potentiellement dégagé proviennent donc en grande partie des marchés de l’électricité, par transfert d’énergie. L’objectif est de profiter des prix bas pour stocker l’énergie et des prix hauts pour l’injecter sur le réseau et, de cette manière, dégager une marge positive.  Ces marchés de l’électricité concernés sont le marché « spot » EPEX (European Power Exchange, bourse européenne d’électricité comptant pour la France, l’Allemagne, l’Autriche et la Suisse) journalier et le marché de l’ajustement infrajournalier.

Les services système obligatoires sont également une source de revenu. Ils correspondent à l’obligation légale de tous les moyens de production nouveaux de plus de 120 MW de constituer une réserve primaire et secondaire pour RTE, qui peut mobiliser ces réserves en cas de problèmes d'équilibre entre l’offre et la demande.

Puisque la mise en service de ce projet de STEP marine ne serait effective qu’en 2023, une dernière source de revenu peut être calculée. La loi NOME (loi sur la Nouvelle Organisation des Marché de l’Energie) accompagnée d’un décret, prévoit en effet, d’instaurer dans les années à venir un marché de la capacité. Ce marché doit rémunérer les puissances de production ou d’effacement disponibles, avec pour objectif d’encourager les producteurs à se doter de moyens de production de pointe. En effet, les producteurs ne sont, actuellement, pas encouragés à investir dans ces moyens de production de pointe car ils ne sont pas suffisamment rémunérateurs sur les marchés actuels de l’électricité.

3.1. Transfert d’énergie

Les revenus obtenus grâce au transfert  d’énergie le sont sur le marché journalier « spot » et le marché de l’ajustement infrajournalier. Toutefois, les revenus provenant du marché de l’ajustement sont aléatoires et leur évolution difficilement prédictible. De plus, ils rendent particulièrement difficile l’estimation des revenus issus du marché « spot ». Ils ne seront par conséquent pas pris en compte dans le calcul des revenus.

La détermination des revenus sur le marché « spot » est effectué avec un programme Matlab et à l’aide des données de prix du marché heure par heure obtenus sur le site Powernext. Le modèle économique est un modèle simple de classement des prix journaliers. Pour chaque jour de l’année (sauf sur certaines années qui comportent des jours manquants), les prix sont classés par ordre décroissant, des heures avec les prix les plus élevés, s’ils sont supérieurs à la moyenne des prix du jour, aux heures avec les prix les plus bas, s’ils sont inférieurs à la moyenne du jour, avec pour condition de retrouver à la fin du jour le niveau maximal du bassin. Il suffit alors de multiplier la puissance fournie ou soutirée par le prix, heure par heure, pour obtenir le bénéfice, et en même temps, d’actualiser le stock d’électricité disponible en prenant en compte les rendements.

Graphique représentant l’arbitrage journalier pour le pompage et le turbinage par rapport au prix moyen (jour d’hiver)
(Source: présentation Mme RAFAI, ENSEEIHT 11/03/2013)

 

Certains jours ne permettent pas de dégager de bénéfices car les écarts de prix ne sont pas suffisamment élevés. Ces jours-là sont simplement supprimés et ils sont considérés comme des jours où la STEP reste inactive.

Afin d’estimer un revenu brut, cette opération a été effectuée sur plusieurs années (2007-2012). L’indisponibilité de la STEP est considérée comme nulle car les retours d’expérience indiquent, pour des STEP classiques, un taux d’indisponibilité souvent supérieur à 99% sur une année.

Tableau des revenus de la STEP marine obtenus avec les données de prix du marché spot EPEX de 2007 à 2012

 

La tendance des revenus bruts annuels est à la diminution, mais ils semblent se stabilisés sur les trois dernières années. Le montant retenu pour cette étude de rentabilité est un revenu brut de 30.6 M€. Le nombre d’heures de turbinage moyen est de 3035 heures par an et le nombre d’heures de pompage moyen est de 3710 heures par an.

Toutefois, il est important de noter que le modèle économique retenu pour la détermination de ce revenu annuel peut être optimisé. En effet, il faudrait adopter une vision sur plus d’un jour et  sélectionner les heures en maximisant la différence des aires entre la courbe des prix et la moyenne des prix, entre les prix bas et les prix élevés. Ceci permettrait d’augmenter ce revenu.

3.2. Services système

Les services système sont calculés à partir des tarifs de la rémunération actuelle fixée à 17.72 €/MWh valables jusqu’à fin 2013. La puissance dédiée aux services système est fixée à 7%, soit 56 MW pour la STEP marine, dont 2.5% pour la réserve primaire de fréquence et 4.5 % pour la réserve secondaire de fréquence.

Pour une année avec une disponibilité de 99%, les services système de la STEP marine gênèrent donc un revenu de 8.6 M€.

3.3. Futur marché de capacité

Le futur marché de capacité tel que prévu dans la loi NOME et dans le décret relatif à l’instauration d’un mécanisme de capacité dans le secteur de l’électricité, rémunérera la puissance disponible certifiée par RTE. Dans le cas de ce projet de STEP marine, cette capacité disponible est donc la puissance nominale moins la puissance dédiée aux services système, soit 744 MW.

Selon l’étude de l’UFE déjà citée (voir bibliographie), une valeur de référence pour la capacité est de 30 000 €/MW/an, ce qui est cohérent avec la valeur actuelle du marché de la capacité américain (40 000 $/MW/an). Ainsi, si le marché de capacité était mis en place, les revenus générés par ce marché pourraient être estimés à 22.32 M par an.

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Charges et Amortissements

4. Charges

Les charges d’exploitation pour la STEP marine sont les charges d’exploitation (hors amortissement) et les charges réseau définies par RTE dans le Tarif d’Utilisation du Réseau de Transport d’Electricité (TURPE). Les coûts de l’énergie de pompage sont déjà pris en compte dans les revenus de transfert d’énergie (voir paragraphe 3.1.).

4.1. Charges d’exploitation

Les charges d’exploitation comprennent les coûts de personnel, d’exploitation, de maintenance, d’administration, des frais d’assurance et de gestion. Ils sont évalués à 5000 €/MW/an, ce qui fait 4 M€ par an pour ce projet.

4.2 Charges réseau

Pour une STEP, il faut à la fois considérer les charges de réseau de soutirage et d’injection. Les charges de réseau sont définies dans le TURPE en fonction du domaine de tension de raccordement du site considéré. La puissance de la STEP marine, 800 MW, impose un raccordement au réseau public de transport d’électricité au domaine de tension HTB3

   4.2.1. Composante annuelle d’injection

Par site d’injection, le mécanisme européen de compensation conduit à une charge à l’injection de 0.19 €/MWh en HTB3. Ainsi, le montant de la composante annuelle d’injection en considérant la moyenne annuelle des heures de turbinage déterminée précédemment (3035h) est de 461 320€.

   4.2.2. Composante de soutirage (CS)

La composante de soutirage est calculée par la formule suivante :

$$CS = a_{2}.P_{souscrite}+b .\tau^{c}.P_{souscrite}+\sum_{12 mois}CMDPS$$

Avec le taux de charge: $\tau=\frac{E_{soutirée}}{8760.P_{souscrite}}$ (durée pour une année bissextile: 8784 heures)

Avec $P_{souscrite}$, la puissance souscrite, ​$E_{soutirée}$, l’énergie soutirée pendant l’année considérée et CMDPS, les Composantes Mensuelles des Dépassements de Puissance Souscrite considérées comme négligeables (tout comme la composante annuelle des alimentations complémentaires et de secours ou CACS).​

Avec les coefficients suivants en fonction du domaine de tension :​

Au final, la composante de soutirage pour ce projet de STEP (HTB3), en prenant la moyenne annuelle des heures de pompage déterminée précédemment (3710h), génère une charge annuelle de 10.8 M€.

   4.2.3. Composante annuelle de gestion et composante annuelle de comptage

Pour un domaine de tension HTB3, la composante annuelle de gestion est de 7700 €/an et la composante annuelle de comptage est de 2662.32 €/an, avec pour hypothèse un seul dispositif de comptage, propriété de RTE.

5. Amortissements

Les amortissements sont calculés de façon linéaire et la période d’amortissement est 100 années. L’amortissement annuel est donc de 13.9 M€.​

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Impôts, Taxes et Contribution au Service Public de l'Eléctricité

6. Impôts et taxes

Les impôts et taxes annuels générés par ce projet de STEP marine comprennent l’impôt sur les sociétés, l’imposition forfaitaire sur les entreprises de réseaux, les taxes foncières et la contribution économique territoriale (qui a remplacé la taxe professionnelle en 2010).

Ce projet de STEP marine permettant de s’affranchir de prélèvement sur la ressource en eau et n’étant pas soumise au régime de la concession, il n’y a pas de redevance sur les recettes proportionnelle au chiffre d’affaires des concessions ni de redevance des Agences de l’Eau.

6.1. Imposition forfaitaire sur les entreprises de réseaux (IFER)

L’IFER est constituée de 9 composantes, dont l’imposition forfaitaire sur les centrales de production d’énergie d’origine hydraulique. Le montant est fixé à 2913 €/MW/an. L’IFER annuel pour ce projet correspond à un montant de 2.3 M€.

6.2. Taxes foncières

La taxe foncière pour un site hydroélectrique est de 7000 €/MW/an, ce qui représente une taxe foncière annuelle pour ce projet de 5.6 M€.

6.3. Contribution économique territoriale (CET)

La CET est composée de :

  • La Contribution Foncière des Entreprises (CFE) ;
  • La Cotisation sur la Valeur Ajoutée des Entreprises (CVAE).

La CET est plafonnée à 3% de la Valeur Ajoutée (VA = production de l’exercice + marge commerciale – consommations de l’exercice en provenance de tiers). Le montant de la CET annuelle sera donc de 837 850 € (VA = 28 M€ = 30.6 M€ + 8.6 M€ - 11.2 M€) pour ce projet.

6.4.  Impôt sur les Sociétés (IS)

La base imposable de l’IS est calculée à partir de l’EBIT (earnings before interests and taxes, i.e. résultats avant intérêts et impôts) diminué de :

  • La contribution économique territoriale ;
  • Les taxes foncières;
  • L’IFER.

L’EBIT s’obtient avec l’Excédent Brut d’Exploitation (EBE = VA + subventions d’exploitation – charges du personnel – Impôts, taxes et versements assimilés) en déduisant les dotations aux amortissements et provisions (EBIT = EBE - dotations aux amortissements et provisions). L’EBIT de ce projet est de 4.9 M€ (EBIT = EBE - 13.9 M€, EBE = 28 M€ - 0.5 M€ - 9.6 M€).

L’IS  pour une société réalisant un chiffre d’affaires supérieur ou égal à 7.63 M€, ce qui est le cas ici, est 33. 1/3 % de son EBIT. Ainsi, l’Impôt sur les Sociétés annuel pour ce projet de STEP marine est de 2.5 M€.

7.  Contribution au Service Public de l’Electricité (CSPE)

La CSPE est un prélèvement de nature fiscale sur les consommateurs d’électricité, destiné à dédommager les opérateurs des surcoûts engendrés par les obligations qui leur sont imposés par la loi, de service public de l’électricité. La CSPE instaurée en 2003 permet de compenser les obligations d’achat de l’électricité produite par cogénération gaz et les énergies renouvelables, de permettre de maintenir les mêmes tarifs électriques dans les zones îliennes non connectées au réseau, etc.

Pour ce projet de STEP marine, la valeur retenue pour la CSPE correspond au plafond de 559 350 €/an/site de consommation.

 

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Calcul du Taux de Rentabilité Interne

8. Calcul du Taux de Rentabilité Interne (TRI)

Il est désormais possible avec toutes les informations recueillies de déterminer le TRI de ce projet. Le TRI projet s’obtient en déterminant le taux d’actualisation pour lequel la Valeur Actuel Nette (VAN) suivante s’annule :

$$VAN = \sum_{p=1}^{p=N}CF_{flux~ de~ trésorerie} . (1+t)^{-p}-I+VR$$

Avec :

  • $CF_{flux~ de~ trésorerie}$, le flux de trésorerie ;
  • t, le taux d'actualisation ;
  • p, le numéro de l'annuité ;
  • N, le nombre total d'annuités ;
  • I, le capital investi ;
  • VR, la valeur résiduelle (estimée nulle ici).

Le taux d’actualisation est une variable en économie et est utilisé pour déprécier les flux futurs et déterminer leur valeur actuelle, i.e. leur valeur à la date d’aujourd’hui. Ce taux, toujours positif, est défini par l’entreprise qui fait l’investissement, en se basant généralement sur le coût du capital, l’inflation estimée et les risques liés à l’investissement.

Le flux de trésorerie correspond à la portion liquide de la capacité d'autofinancement obtenue dans l'année et non-investi, et se calcule de la manière suivante :

- Impôts sur les sociétés (voir paragraphe 6.4)
+ Dotation aux amortissements et provisions (voir paragraphe 5)
+/- Besoin en Fond de Roulement (BFR, estimé à -0.5 M€)
- Investissements opérationnels (estimés à 2 M€ par an)
= Flux de trésorerie

Le flux de trésorerie annuel est donc de 12.34 M€ pour ce projet de STEP marine. Ce flux est très faible comparé à l’investissement. Pour déterminer le TRI, la méthode des essais et des erreurs est utilisée. Le TRI ainsi déterminé est négatif, ce qui indique que l’investissement n’est pas intégralement amorti sur la durée d’exploitation (1390 M€ / 12.34 M€ = 112 ans). Ce projet de STEP marine avec les hypothèses prises, notamment sur l’investissement, et avec les conditions de rémunération, charges, impôts et taxes actuelles, n’est pas rentable.

Toutefois, la loi NOME (loi sur la Nouvelle Organisation des Marchés de l’Energie) prévoit l’ouverture d’un marché de la capacité  et devrait rapporter 22.32 M€/an à la STEP (voir paragraphe 3.3). En prenant en compte ces revenus, le TRI devient positif et atteint les 2.2%. Il est toujours loin de 8%, valeur idéale du TRI projet pour qu’une entreprise considère le projet comme étant suffisamment sûr et rémunérateur.​

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Conclusion sur la rentabilité du projet

L'étude de rentabilité a montré que ce projet de STEP marine n'était pas rentable dans la situation actuelle. En effet, les marchés de l'électricité ne permettent pas de dégager un revenu suffisant et les charges sont trop importante, notamment les impôts et les charges de réseau. Néanmoins, il faut noter que cette étude de rentabilité est complète bien que basée sur de nombreuses hypothèses telles que le coût de l'investissement, la durée de vie de l'ouvrage ou encore, l'estimation des revenus à partir d'un modèle pas totalement optimisé. Malgré tout ce manque de rentabilité est conforme aux attenttes. En effet, Mme Isabelle RAFAI, économiste au Centre d'Ingénierie Hydraulique d'EDF de Toulouse, et Mr Pierre BRUN, chef de projet pour EDF sur la STEP marine de Guadeloupe, avait prévenu qu'un tel projet de STEP marine n'était pas rentable actuellement.

Toutefois, en anticipant l'ouverture du marché de capacité il est possible d'intégrer les futurs revenus de ce marché de la calul du TRI (Taux de Rentabilité Interne) projet qui devient alors positif et égal à 2.2%. Ainsi, ce projet deviendrait rentable sur toute la période de sa durée de vie, mais le TRI projet serait toujours inférieur à 8%, valeur synonyme d'investissement intéressant pour une entreprise.

Malgré tout, il est possible d'imaginer, une fois que l'exploitation des STEP classiques, moins onéreuse, sera maximale, que les STEP marines puissent se développer. En effet, une rémunération plus élevée des services sytème, qui sont jugés actuellement trop faibles par l'Union Française des Électriciens, une valorisation de la flexibilité (i.e. capacité d'injection et d'effacement d'une puissance) et de l'extrême flexibilité, qui correspond à la possibilité de délivrer une puissance maximale rapidement, pourrait rendre un projet de STEP nettement plus rentable. Les Tarifs d'Utilisation des Réseaux Publics d'Electricité pour les domaines de tension HTB pourrait être horosaisonnalisés, ce qui permettrait d'abaisser considérablement les charges de soutirage.

Ces mesures semblent inévitables puisque la France souhaite intégrer de plus en plus d'énergies renouvelables intermittentes à son mix énergétique. Le réseau ne sera pas capable d'absorber cette puissance importante d'énergie intermittente sans de grandes capacités de stockage. Ces mécanismes d'encouragement à l'investissement dans des moyens d'équilibrage  proposés devront être mis en place pour assurer la qualité et la sécurité du réseau électrique. Ainsi, le seul moyen de stockage de l'énergie avec une technologie mature, i.e. les STEP classiques et marines, devraient être privilégiés. Il serait même envisageable, à l'image de l'éolien offshore, que l'état subventionne des projets de STEP pour des raisons d'intérêt général.

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