Les contraintes imposées aux réseaux européens par l’injection d’électricité intermittente

27/08/2017
OAI : oai:www.see.asso.fr:1301:2014-2:19638
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Les contraintes imposées aux réseaux européens par l’injection d’électricité intermittente

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40 REE N°2/2014 LES NOUVEAUX MÉCANISMES DE MARCHÉ DANS LES SYSTÈMES ÉLECTRIQUES Jacques Percebois Professeur à l’Université Montpellier I Directeur du CREDEN Les énergies renouvelables (hydraulique, éolien, solaire, biomasse) doivent représenter 20 % du mix électrique européen à l’horizon 2020 et tous les pays de l’Union européenne ont pris des mesures pour encourager le développement de ces énergies non carbonées ou peu carbonées. L’aide se fait la plu- part du temps via des prix d’achat garantis (“feed-in tariffs”) mais on trouve également d’autres systèmes de promotion (appels d’offre, certificats verts…). Ces énergies sont, de par la loi, prioritaires sur le réseau (réseau de transport ou réseau de distribution) et elles sont rémunérées hors marché (en France via la CSPE, Contribution au service public de l’électricité, dont le poids ne cesse de croître dans le prix final de l’électricité). Un mécanisme de feed-in tariffs existe également en Allemagne et les subventions accor- dées aux renouvelables y sont encore plus fortes Les contraintes imposées aux réseaux européens par l’injection d’électricité intermittente Intermittent renewables, such as solar or wind energy, induce additional difficulties for the transmission and distribution network management. The renewable electricity injected into the grid results in lower prices on the spot electricity market. Such a situation has both advantages and drawbacks for the end-user. The industrial consumer will partly benefit from a lower market price, whereas at the same time subsidies paid by the domestic consumer will be higher. The additional cost associa- ted with intermittent electricity amounts to the difference between the purchase price paid to the producers of the renewable electricity (feed-in tariffs) and the selling price on the day-ahead market. With lower spot prices the difference increases. Consequently the generous subsidies to renewables due to the FIT system should be cut and a new energy policy to promote renewables must be implemented within the European Union. A common management of the European networks may largely contribute to improve the system. ABSTRACT Figure 1 : Investissements annuels dans la production d’électricité au sein de l‘U.E. (% des renouvelables). REE N°2/2014 41 Les contraintes imposées aux réseaux européens par l’injection d’électricité intermittente qu’en France. La CSPE atteint 6,5 milliards d’euros en France et son équivalent dépasse 20 milliards d’euros en Allemagne. L’intermittence complique les choses Ces énergies renouvelables sont pour certaines d’entre elles intermittentes (cas de l’éolien ou du solaire). Comme l’on ne sait pas stocker à grande échelle l’électricité, cela pose le problème des centrales de production qui doivent être prévues en complément (problème dit du “back-up”). Le coût du “back-up” n’est pas comptabilisé dans le coût de production des énergies intermittentes mais il constitue une externalité négative pour le système électrique dans son ensemble. Ce sont souvent des centrales à gaz, qui sont les moyens de secours de ces énergies intermittentes mais ces centrales sont aujourd’hui victimes d’un effet de ciseau : le prix du gaz demeure élevé en Europe puisque le gaz importé est indexé sur le prix du pétrole dans le cadre de contrats d’importation à long terme, tandis que dans le même temps le prix du charbon baisse sur le marché mondial en raison des excédents de charbon américain liés à l’abondance du gaz de schiste aux Etats-Unis. Le gaz de schiste américain chasse en quelque sorte le charbon américain du marché de la production d’électricité qui chasse le gaz de ce même marché en Europe. Comme le facteur de charge des cycles combinés à gaz est réduit du fait de la priorité donnée aux renouvelables, ces centrales à gaz, dites centrales de “back- up”, voient leur rentabilité baisser fortement. De nombreux projets de CCCG1 ont été abandonnés en Europe et beau- coup de centrales ont même fermé. Le coût de ce back-up est difficile à évaluer car il dépend aussi des coûts de réseaux donc des endroits où sont implan- tés les équipements éoliens ou solaires. A défaut d’accroître l’offre, on peut réduire la demande d’électricité lorsque le vent ou le soleil ne sont pas au rendez-vous et que les moyens intermittents font défaut : c’est la technique de l’effacement. Chaque opérateur peut ainsi et doit d’ailleurs maintenant, dans le cadre de la mise en œuvre d’un marché d’efface- ment, détenir un portefeuille de clients dits effaçables ou interruptibles ce qui permet de passer la pointe en cas de défaillance de l’offre. Les nouvelles technologies (compteurs et réseaux dits intelligents) devraient d’ailleurs permettre de mieux gérer en temps réel l’adéquation entre l’offre et la demande d’électricité, en arrêtant de façon automatique mais pour une faible durée un grand nombre d’équipements électriques chez les utilisateurs. Certains font observer que le “back-up” est un problème qui concerne tous les types de centrales, y compris le nucléaire, en cas d’arrêt inopiné d’un réacteur par exemple. C’est en partie vrai mais il y a une 1 CCCG : Centrales à cycle combiné gaz. différence importante entre l’éolien et le nucléaire : le facteur de charge du nucléaire est de l’ordre de 80 à 90 % tandis que le facteur de charge de l’éolien est en moyenne de 17 à 20 % aujourd’hui. D’autres problèmes liés à l’intégration des renouvelables ont également été constatés sur le marché européen de l’électricité : c’est le problème du “switching” de la courbe du “merit order”. Les énergies renouvelables participent gra- tuitement aux enchères sur le marché spot, puisqu’elles sont rémunérées hors marché, et cela engendre des effets per- vers sur le prix d’équilibre qui du coup est inférieur au « juste prix ». Les prix de l’électricité sur le marché spot n’ont cessé de baisser en Europe et c’est particulièrement vrai dans les pays où la part des énergies renouvelables intermittentes est élevée, comme en Allemagne. Le prix spot est aujourd’hui au niveau du prix de l’ARENH, prix de base auquel EDF doit vendre une partie de son électricité nucléaire à ses concur- rents. Il est même parfois en dessous de l’ARENH. Ainsi l’ARENH qui était au départ considéré comme un prix plan- cher a aujourd’hui tendance à devenir un prix plafond pour les fournisseurs d’électricité. Dans certains cas on assiste même à l’apparition de prix négatifs sur le spot. Cela s’est produit souvent en Allemagne, depuis 2009, où la part de l’éolien est particulièrement élevée. Mais c’est également arrivé en France, notamment en juin 2013. Comme il est coûteux et pas toujours facile d’arrêter pour quelques heures des centrales thermiques au gaz ou au fuel on préfère payer un opérateur qui acceptera de prendre cette électricité éolienne trop abondante (en général aux heures creuses). C’est le cas de opérateurs suisses qui disposent de fortes capacités de stockage hydraulique (via des STEPs, stations de pompage) et qui du coup sont payés pour évacuer cette électricité excédentaire. Rappelons que le temps de démarrage d’une turbine à gaz à cycle ouvert (OCGT) est de l’ordre de 10 à 20 minutes selon l’OCDE-AEN2 , mais de 30 à 60 minutes pour une cen- trale à gaz à cycles combinés (CCGT), de une à 10 heures pour une centrale à charbon et de deux heures à deux jours pour une centrale nucléaire. Le gradient maximal de variation de la puissance par minute est de 20 % pour une turbine à gaz, de 5 à 10 % pour une centrale à gaz à cycles combinés mais de 1 à 5 % seulement pour une centrale à charbon ou une centrale nucléaire (chiffres AEN). Les résultats de l’AEN montrent que les coûts systémiques des technologies dites programmables (nucléaire, gaz ou charbon) sont relative- ment modestes (de l’ordre de 3 $/MWh) alors qu’ils peuvent être élevés pour les technologies intermittentes du fait des contraintes liées à la réserve (le problème du back-up) : cela 2 OCDE-AEN : Agence pour l’énergie nucléaire.de l’OCDE. 42 REE N°2/2014 LES NOUVEAUX MÉCANISMES DE MARCHÉ DANS LES SYSTÈMES ÉLECTRIQUES peut atteindre 40 $/MWh pour l’éolien terrestre, 45 $/MWh pour l’éolien off-shore et 80 $/MWh pour le photovoltaïque. Et encore ne tient-on pas compte ici de certains coûts de réseaux « dits de débordement » engendrés dans les pays limitrophes du fait de l’injection massive d’une électri- cité que l’on ne peut pas évacuer dans le pays producteur faute d’infrastructures suffisantes. C’est par exemple le cas en Pologne, en République tchèque ou en Belgique lorsque l’électricité éolienne off-shore produite en Baltique ne peut pas être évacuée vers la Bavière du fait de l’insuffisance des lignes haute tension entre le Nord et le Sud de l’Allemagne et qu’elle doit emprunter le réseau polonais, tchèque ou belge. Certains de ces pays ont mis en place des systèmes pour empêcher l’afflux de cette électricité non désirée ou envi- sagent de le faire (déphaseurs). A noter qu’au sein des coûts systémiques, ce sont surtout les coûts liés à la réserve qui sont importants, plus que les coûts de renforcement des ré- seaux. Selon une étude récente de ECube, les coûts de ren- forcement du réseau ne seraient de l’ordre de 5 /MWh soit environ 7 $/MWh en Allemagne avec un taux de pénétration de l’éolien de l’ordre de 25 % du mix électrique. En fait cela dépend beaucoup de la localisation géographique des ins- tallations de renouvelables par rapport à la configuration du réseau et c’est la plupart du temps le réseau de distribution qui est concerné, vu la capacité qui est installée. Il est pos- sible aussi que la production locale d’électricité renouvelable économise certains coûts de réseaux si elle compense une offre localement insuffisante et seule une étude au cas par cas permet de se prononcer in fine. Un bilan coûts-avantages s’impose Les défenseurs des renouvelables font observer que loin de constituer un inconvénient ce “switching” de la courbe de “merit order” présente des avantages : ces énergies éco- nomisent les coûts de combustible de centrales thermiques polluantes et acquièrent ainsi une « valeur de substitution énergie ». Il s’agit des coûts variables d’une centrale à charbon ou d’une centrale à gaz qui va s’effacer du fait de la présence de cette électricité intermittente. Cette substitution d’une électricité renouvelable à une électricité thermique a égale- ment le mérite d’éviter l’émission de CO2 et cet avantage doit être pris en compte dans le calcul économique. Certes le prix du CO2 est aujourd’hui très bas mais il ne devrait pas le res- ter. Cette électricité intermittente peut également éviter des investissements de pointe ce qui permet d’économiser des coûts variables mais aussi des coûts fixes, ceux d’une turbine à gaz à cycle ouvert par exemple. De plus la baisse du prix de marché représente un gain pour le consommateur final, Figure 2 : Les effets pervers des énergies renouvelables : baisse du prix spot sur le marché de gros et hausse du prix TTC payé par le consommateur final - Source : Jacques Percebois (CREDEN). REE N°2/2014 43 Les contraintes imposées aux réseaux européens par l’injection d’électricité intermittente du moins pour le consommateur qui bénéficie d’un prix en « offre de marché » calé sur le prix spot. C’est moins vrai pour le consommateur qui s’approvisionne au tarif réglementé de vente (TRV) mais seuls les ménages et les petits industriels au tarif bleu bénéficieront encore de ce TRV à compter de 2016, puisque les TRV verts et jaunes sont appelés à dispa- raître fin 2015 conformément à la loi NOME3 . Il faut dès lors comparer la somme de cette « valeur de substitution éner- gie » (ou “marginal cost effect”) et de cette « valeur d’effet- prix » (ou “merit order effect”) au prix d’achat hors marché des renouvelables (FIT) pour se prononcer sur le coût réel des renouvelables. A ce prix d’achat s’ajoutent évidemment les coûts de “back-up” en termes de production et de ré- seaux, ce que l’on nomme les coûts systémiques. Il s’agit des coûts liés aux investissements de réseaux nécessaires pour le raccordement de ces énergies renouvelables mais aussi pour le renforcement de ces réseaux. Si le bilan est aujourd’hui négatif (les renouvelables coûtent plus qu’elles ne rapportent), les choses pourraient s’inverser dans un futur proche selon certains avec la baisse des coûts de production des renouvelables, d’une part, la hausse du coût des com- bustibles fossiles et de celle du prix du CO2 , d’autre part. On doit ainsi se prononcer sur l’inégalité suivante : (feed-in tariff + back-up) > ou < (marginal cost effect (OPEX) + merit order effect (price cut)) ? Il faut également tenir compte du fait que la baisse du prix spot engendre des “sunk costs” ou « coûts échoués » concernant les équipements thermiques en fonctionnement. Ces équipements qui ne sont plus appelés sur le réseau ou ne le sont plus assez doivent être mis sous cocon ou fermés et les producteurs doivent alors constituer des provisions pour pertes potentielles, comme ce fut récemment le cas pour GDF SUEZ. Rappelons que plus de 50 000 MW de cen- trales à gaz ont été fermés ou mis sous cocon dans l’Union européenne. Des centrales à cycles combinés à gaz et des turbines à combustion (TAC ou TAG) ont été construites sur la base des signaux-prix envoyés par le marché avant l’intro- duction massive de ces renouvelables ; la priorité légale de cette électricité fatale qui ne serait pas apparue en l’absence d’une aide hors marché est de nature à compromettre ex post une rentabilité largement garantie ex ante. Cela est en outre de nature à empêcher des investissements de pointe et cela peut accroître à terme la probabilité de défaillance du système. La question doit donc être posée comme suit : (feed-in tariff + back-up + sunk cost effect (CAPEX)) > ou < (marginal cost effect (OPEX) + merit order effect (price cut)) ? 3 Loi n° 2010-1488 du 7 décembre 2010 portant sur la nouvelle organisa- tion du marché de l’électricité. Le caractère aléatoire de la production éolienne (mais aussi solaire, qui reste encore marginale pour cette dernière aujourd’hui) soulève une autre question : celle de la volati- lité accrue des prix du marché de l’électricité. F. Benhmad et J. Percebois ont montré de façon économétrique que l’injec- tion d’électricité éolienne en Allemagne avait tendance à ac- croître la volatilité du prix spot de l’électricité. Cette volatilité a un coût car elle oblige les opérateurs à se couvrir sur les marchés à terme via des produits financiers. Il importe toutefois de ne pas imputer aux seules renouve- lables la responsabilité de tous ces effets pervers ou de tous ces surcoûts. La raison principale en revient à la faiblesse de la demande d’électricité partout en Europe. Le système électrique européen est en surcapacité car personne n’avait prévu que la demande d’électricité stagnerait du fait de la crise mais aussi en raison des politiques d’efficacité énergé- tique. Une reprise de la croissance économique, la pression démographique (en particulier en France), le développement d’usages nouveaux pour l’électricité (notamment le dévelop- pement rapide du véhicule électrique) seraient de nature à inverser la tendance et rien n’exclut qu’en 2017 ou 2018 de nouvelles tensions entre l’offre et la demande d’électricité apparaissent sur le marché européen. Des réformes sont nécessaires Un accord se fait en Europe pour dire qu’il faut sans tar- der réformer le système actuel d‘aide à la pénétration des énergies renouvelables intermittentes. Plusieurs pistes sont envisageables : 1/ revoir à la baisse le niveau des feed-in tariffs et interdire l’injection d’électricité renouvelable variable lorsque le prix spot de l’électricité devient négatif ou tombe sous un certain seuil. Le système des feed-in tariffs est coûteux pour le consommateur final ; il a souvent été amendé et certains effets dits de « yoyo » ont eu des conséquences fâcheuses sur l’industrie éolienne et photovoltaïque. Les tarifs d’achat ont parfois été fortement baissés puis ont brutalement augmenté peu de temps après, ce qui em- pêche les industriels de la filière d’avoir une vision à long terme de leur stratégie ; 2/ mettre en place un système dit de « contrat pour dif- férences » (CFD en anglais) : le producteur d’électricité renouvelable vend son électricité sur le marché mais il perçoit un complément de revenu variable correspondant à la différence entre un prix garanti et ce prix de marché. L’avantage du système est que le producteur est sensible au prix du marché tout en bénéficiant d’un revenu garanti. C’est le système mis en place en Angleterre pour les deux réacteurs nucléaires EPR qui vont être construits par EDF. 44 REE N°2/2014 LES NOUVEAUX MÉCANISMES DE MARCHÉ DANS LES SYSTÈMES ÉLECTRIQUES Le complément de revenu est en général positif puisque le prix garanti est plutôt supérieur au prix spot de l’élec- tricité mais rien n’empêche qu’il soit négatif si le prix spot s’envole ; dans ce cas c’est le fournisseur d’électricité qui paie la différence entre le prix du marché et le prix garanti ; 3/ promouvoir un système FIP et non plus FIT (feed-in avec premium) ; le producteur d’électricité renouvelable vend au prix du marché spot mais reçoit en plus une prime (fixe ou variable) fonction soit de la quantité d’énergie injectée (MWh), soit de la puissance installée (MW) ; cette prime peut être calculée ex ante ou ex post. L’avantage est que le fournisseur est sensible au prix du marché puisque son revenu principal est issu de la vente de son électricité sur ce marché ; la prime n’est qu’un complément qui peut d’ailleurs fort bien être ajusté régulièrement en fonction de la situation du marché. Cette fois le revenu perçu in fine est variable et non plus fixe comme avec les deux systèmes précédents du moins si la prime est fixe alors que le prix de vente sur le marché spot reste variable ; 4/ procéder par enchères ; la collectivité publique émet un appel d’offres pour une puissance installée (donc indi- rectement une quantité de kWh produite) et classe les réponses en fonction du “merit order” (coûts croissants) ; elle peut opter pour des enchères dites à prix-limite (paid at the marginal cost) ou des enchères discriminantes (prix demandé, logique paid as bid)… Le système des enchères à prix demandé présente l’avantage d’être moins coûteux pour la collectivité et de supprimer certaines rentes. Mais on ne peut pas échapper au problème connu sous le nom de « la malédiction du vainqueur ». Le vainqueur des en- chères n’est vainqueur que parce qu’il a demandé un prix plus bas que ses concurrents et il peut regretter de n’avoir pas été plus exigeant. Certes il aurait réduit la probabilité d’être retenu mais en cas de victoire son gain est plus éle- vé. Comme chaque participant a tendance à anticiper cette malédiction, chacun revoit à la hausse le prix demandé et du coup ce système est coûteux pour la collectivité ; 5/ on peut considérer que le producteur d’électricité re- nouvelable commence par consommer l’électricité qu’il produit avant d’injecter éventuellement le surplus sur le réseau ; seule une fraction de sa production bénéficiera d’un revenu garanti ; 6/ on peut obliger le producteur d’électricité à stocker l’électricité excédentaire (via un système de batteries, le recours à une STEP, l’électrolyse de l’eau pour produire de l’hydrogène, voire la « méthanation » si on passe de l’hydrogène au méthane en y associant du CO2 ). C’est le système dit du “power to gas”. On peut ensuite injecter une partie de l’hydrogène dans le réseau de gaz naturel ou l’utiliser dans des véhicules. Cette solution n’est certes pas rentable dans les conditions économiques actuelles. On s’oriente aujourd’hui probablement vers un système FIP, à l’instar de ce que fait l’Allemagne, c’est-à-dire un système qui va obliger les producteurs d’électricité intermittente à vendre tout ou partie de leur production sur le marché spot et à rece- voir un complément de revenu sous forme d’une prime (pro- bablement une prime fixe à la puissance installée ou garantie) pour les aider à financer les coûts fixes de leurs installations. Les risques qui caractérisent aujourd’hui le fonctionne- ment des réseaux électriques en Europe (risques liés à la volatilité de la demande, à l’incertitude du cadre réglemen- taire, aux « effets de débordement » induits par le fonction- nement des réseaux limitrophes, mais aussi et de plus en plus à l’imprévisibilité de l’offre d’électricité du fait des aléas climatiques) conduisent à s’interroger sur la vulnérabilité sys- témique de ces réseaux. La surface d’attaque s’accroît avec l’interconnexion croissante des réseaux, dans un contexte où la structure des mix électriques est loin de converger, mais cette interconnexion est aussi un facteur potentiel d’adapta- tion aux aléas. Chacun des pays européens devient plus sen- sible au comportement et au choix des autres pays mais en même temps la solidarité entre les réseaux permet de mieux faire face à des situations critiques. La vulnérabilité systé- mique est un concept qui analyse la capacité du système étudié à affronter les perturbations auxquelles il est soumis. Cette vulnérabilité systémique est composée de trois élé- ments basiques : l’exposition, la sensibilité et l’adaptation : des perturbations exogènes possibles (par exemple l’injec- tion d’une électricité éolienne excédentaire du fait de vents très forts en mer Baltique qui perturbe les réseaux de tous les pays limitrophes de l’Allemagne) ; modifié ou affecté par des chocs de demande ou d’offre ; il faut repérer quel facteur est en mesure plus particulière- ment de fragiliser le système ; perturbations, à modérer les dommages potentiels, à profi- ter éventuellement des opportunités occasionnées et enfin à endiguer les conséquences relatives aux évolutions qui apparaissent. Un système peut dans le même temps présenter une forte exposition et une faible sensibilité, s’il est fréquemment exposé à des perturbations mais résiste bien (il n’est pas affecté). La sensibilité et l’exposition sont positivement corré- lées à la vulnérabilité, alors que l’adaptation est négativement corrélée, ce qui signifie que ce dernier composant atténue les impacts de l’exposition et de la sensibilité. REE N°2/2014 45 Les contraintes imposées aux réseaux européens par l’injection d’électricité intermittente A partir des trois éléments, on peut calculer un indicateur dont la forme est donnée comme suit : Avec un tel indicateur on montrerait sans doute que la vulnérabilité est très variable d’un réseau européen à l’autre et que du coup les « effets de débordement » n’ont pas le même impact selon les situations géographiques. Une politique européenne de l’énergie est souhaitable L’Europe de l’énergie se cherche et plusieurs conditions doivent être réunies si l’on veut qu’émerge à terme une véri- table politique européenne de l’énergie. L’épine dorsale de cette politique commune ce sont les infrastructures, c’est- à-dire les réseaux de transport d’électricité et de gaz. Il est illusoire de penser qu’il existe un mix énergétique idéal et chaque pays européen demeurera « maître chez lui » (l’éner- gie c’est stratégique) mais il faut aller dans la même direction et rappeler quelques conditions incontournables : 1) il faut que les prix reflètent les coûts y compris les ex- ternalités ce qui suppose que partout l’effort d’efficacité énergétique soit accentué car l’énergie est et doit être chère si l’on tient compte des externalités. Les prix sur le marché spot de l’électricité sont aujourd’hui trop bas et ils n’envoient pas les bons signaux aux investisseurs car il y a trop de mécanismes qui perturbent le fonctionnement du marché, à commencer par la rémunération hors marché des renouvelables qui participent pourtant à l’équilibre entre l’offre et la demande sur ce marché ; 2) il faut un véritable prix du CO2 ; le bas prix du CO2 favo- rise les centrales à charbon et participe à la destruction de valeur économique puisque cela conduit à arrêter des centrales à gaz dont certaines sont neuves ; 3) il faut réformer en profondeur le système des subventions aux renouvelables ; on ne peut pas subventionner dura- blement une énergie, quelle qu’elle soit, que ce soit du renouvelable ou du charbon ; 4) il faut développer les réseaux interconnectés pour accen- tuer la convergence des prix et profiter des complémen- tarités entre pays européens ; l’Europe se fait et se fera autour des réseaux ; 5) il faut que chaque pays tienne compte des « effets de débordement » que ses choix énergétiques imposent aux autres pays (la solidarité ce n’est pas de « payer pour les erreurs des autres ») ; 6) il faut une « vision industrielle » des choix énergétiques ; à défaut de faire « l’airbus du nucléaire » on peut essayer « l’airbus des renouvelables » ou « l’airbus de l’efficacité énergétique ». De ce point de vue il y a d’ailleurs une complémentarité entre le nucléaire et les renouvelables qu’elles soient intermittentes ou non et ces deux formes d’énergie ont une qualité commune : elles n’émettent pas ou très peu de carbone ce qui est une bonne chose dans un contexte où la priorité doit être de lutter contre le réchauffement climatique. Références F. Benhmad, J. Percebois (2013), « Les distorsions induites par les énergies intermittentes sur le marché de l’électricité », Economies et Sociétés, n°2, février p 275-297. E-CUBE Strategy Consultants (2013), « Etude sur la valeur et les coûts de l’éolien sur le système électrique », Rapport paru en janvier 2014. G. Gallopin (2006), “Linkages between Vulnerability, Resilience and Adaptive Capacity”, Global Environmental Change, n°16, p 293-303. OCDE/NEA (2012), “Nuclear Energy and Renewables System Effects in Low-carbon Electricity Systems” (252 p) ; synthèse en françaisparuesousletitre«Energiesnucléaireetrenouvelables ; effets systémiques dans les réseaux électriques bas carbone » OCDE/AEN, Paris (15 p). J. Percebois (2014), « Les mécanismes de soutien aux énergies renouvelables, forces et faiblesses », Revue de l’Energie, n°617, janvier-février, p 5-18. Jacques Percebois est professeur à l’Université de Mont- pellier où il dirige le CREDEN et le master en « Economie et droit de l’énergie ». Il est administrateur indépendant de GRTGaz et membre de la CNE2 (Commission nationale d’évaluation des recherches et études portant sur la gestion des matières et déchets radioactifs). Il a présidé la commis- sion « Energies 2050 » qui a rendu son rapport au Ministre en charge de l’Energie en février 2012. Il est l’auteur avec Jean-Pierre Hansen de l’ouvrage « Energie : économie et politiques » éditions de Boeck, novembre 2010 (780 p), préfacé par Marcel Boiteux avec un avant-propos de Jean Tirole. L'AUTEUR