Les fournisseurs d'électricité indépendants ripostent aux critiques des services publics concernant la flambée des prix de PJM

Il y a un an, les prix de la capacité ont grimpé en flèche sur l'interconnexion PJM. Le mois dernier, ils ont atteint un nouveau record , à près de 330 $/MW-jour .

Des entreprises comme Exelon, FirstEnergy et PPL Corp., dont les services publics sont exploités dans des États qui leur interdisent de détenir des installations de production, ont fait pression pour que des lois soient adoptées au niveau des États afin de lever cette restriction. Elles affirment que la hausse des prix de la capacité de PJM alourdit les factures des clients, mais n'incite pas les producteurs d'électricité indépendants à construire des centrales.

Pour obtenir une perspective non liée aux services publics, Utility Dive s'est entretenu lundi avec Todd Snitchler, président et directeur général de l'Electric Power Supply Association, un groupe commercial pour producteurs d'électricité indépendants, sur la manière dont les fournisseurs d'électricité s'efforcent d'apporter de l'électricité à PJM, sur les causes de l'augmentation des factures d'électricité et sur les défis auxquels toutes les entreprises sont confrontées lors de la construction de centrales électriques.

Les membres de l'EPSA possèdent et exploitent environ 175 000 MW de capacité dans les régions des États-Unis, bénéficiant d'un accès à des marchés de gros de l'électricité compétitifs. Parmi eux figurent Invenergy, LS Power, NRG Energy, Talen Energy, Tenaska et Vistra.

UTILITY DIVE : Avons-nous constaté une réponse des IPP à l'augmentation des prix de capacité dans PJM ?

TODD SNITCHLER : Je pense que vous constatez une réponse du secteur des producteurs d'électricité indépendants (IPP) ou des producteurs compétitifs en réponse aux signaux de prix, mais pas exclusivement.

Vous avez constaté une réponse significative au processus de l'Initiative pour la fiabilité des ressources chez PJM, qui visait à accélérer le lancement de projets prêts à démarrer ou pouvant être construits et opérationnels d'ici 2030. Quatre-vingt-quatorze projets ont été soumis et 51 ont été sélectionnés. Près de 10 000 MW devraient être mis en service d'ici 2030.

Et ce n’était là qu’une partie de la façon dont les producteurs indépendants ont essayé de réagir, avant même que le deuxième signal de prix ne soit envoyé lors de la vente aux enchères de juillet, ce qui, je pense, nous en conviendrons tous, a continué d’envoyer le signal pour de nouveaux investissements.

L'un des défis que nous constatons est la compression du calendrier des enchères . Aucune enchère n'a été tenue à temps depuis plusieurs années. Ces échelonnements de six mois compliquent considérablement la décision des producteurs ou des investisseurs de passer du stade de développement à celui de la réalisation dans un délai aussi court.

Normalement, ces enchères sont espacées d’un an, ce qui donne aux gens l’occasion de répondre.

Malgré cela, on constate que les gens prennent des décisions positives en matière d'investissement, retardent leur départ à la retraite et remettent à l'étude des projets qui n'avançaient pas. On observe notamment le retour du Crane Clean Energy Center, anciennement Three Mile Island. Je pense donc que de nombreux indicateurs montrent que le marché réagit aux signaux envoyés.

Serait-il utile d'aller plus vite ? Bien sûr. Est-ce toujours possible ? Honnêtement, non. Nous avons des problèmes autres que la réforme des files d'attente, que tout le monde accuse, et qui, je pense, sont un peu derrière nous, si l'on en croit les statistiques .

Mais les problèmes de chaîne d'approvisionnement touchent tout le monde, que vous soyez un service public intégré verticalement, un producteur d'électricité compétitif, une coopérative rurale ou une entreprise publique. Nous sommes tous confrontés aux mêmes problèmes de chaîne d'approvisionnement.

Et il y a un problème de main-d’œuvre que nous allons devoir résoudre car, en supposant que nous soyons tous d’accord… sur le fait que nous allons devoir construire un grand nombre de nouveaux mégawatts dans un avenir proche, tout le monde est en compétition pour la main-d’œuvre qualifiée et capable de construire ces installations.

J'entends certains de nos détracteurs des services publics dire : « Si vous nous laissiez faire, nous réglerions ce problème. » J'aimerais savoir comment vous parvenez à obtenir vos équipements, qu'il s'agisse d'appareillages de commutation, de transformateurs ou de turbines. Nous sommes tous en concurrence pour les mêmes équipements au même horizon temporel, il est donc difficile de comprendre comment ils ont pu le faire beaucoup plus rapidement et à un coût aussi bas, alors que cela n'a jamais été le cas auparavant.

Si quelqu'un commandait une turbine aujourd'hui, combien de temps faudrait-il pour la recevoir ?

Cela varie, mais on estime actuellement que ce délai est probablement de cinq, voire six ans. Nous avons eu des discussions sur la manière d'accroître nos capacités de production, et je pense que nous le verrons. Mais on ne construit pas une nouvelle usine du jour au lendemain, et on ne produit certainement pas ces équipements en une semaine ou deux.

Qu'en est-il de l'approvisionnement en combustible des centrales à gaz ? J'ai entendu dire que les pipelines sont très étroits. Le stockage est également limité.

Cela varie selon les régions. Si vous habitez en Nouvelle-Angleterre, vos problèmes sont différents de ceux du centre de la Pennsylvanie ou de l'Ohio, où vous êtes au cœur du gisement, là où il est produit, et où il est beaucoup plus facile de se déplacer.

Nous allons avoir besoin de davantage de capacité de pipelines pour acheminer le gaz de son lieu de production vers d’autres régions du pays où il y a des goulots d’étranglement, que ce soit dans le Sud-Est ou le Nord-Est.

Qu'en est-il du coût de construction d'une nouvelle centrale électrique au gaz ? Je prévois environ 2 200 à 2 500 $ par kilowatt.

Cette fourchette semble assez proche de ce que nous avons entendu, bien plus qu'il y a trois ou cinq ans. Du point de vue de nos membres, il s'agit d'un coût qu'ils supportent, et non pas imputé aux contribuables. Dans un environnement verticalement intégré, en revanche, ces 2,2 à 2,5 milliards de dollars pour 1 000 mégawatts doivent être payés par quelqu'un : le client captif du service public, avec des frais non contournables sur sa facture. Il s'agit donc d'un coût direct pour les clients, auquel s'ajoute le taux de rendement obtenu par le service public. Si nos membres construisent le système, ils doivent s'assurer de le construire au moindre coût et de la manière la plus fiable possible pour pouvoir l'exploiter, ce qui a pour effet de réduire les coûts pour les consommateurs.

Comment vos membres naviguent-ils dans ce nouveau paysage tarifaire d’importation ?

Certains de nos membres tentent d'importer des équipements aux États-Unis et ignorent leur prix à l'arrivée, compte tenu des droits de douane en vigueur dans les pays d'origine. Pour l'un d'eux, la variation de prix était potentiellement supérieure de 40 %. Ainsi, si vous avez un équipement de 100 millions de dollars et que son prix est de 100 ou 140 millions de dollars, cela représente une somme importante. Nos membres espèrent obtenir davantage de certitudes dans ce domaine, car si nous voulons atteindre l'objectif de l'administration de battre la Chine en matière d'IA, nous aurons besoin de plus d'énergie. Plus d'énergie sera produite avec les mêmes turbines potentiellement exposées à certains problèmes liés aux droits de douane. Cela a un effet perturbateur, mais je pense que l'administration en est consciente.

Comment EPSA envisage-t-elle la question de l’accessibilité financière ?

Nous sommes l’un des meilleurs moyens pour les gens d’atténuer ces coûts en évitant les frais non contournables et en nous laissant être ceux qui font peser le risque sur les actionnaires et les investisseurs pour la partie production de votre facture.

Les tarifs de transport et de distribution ont considérablement augmenté ces 10 ou 15 dernières années. Ces coûts sont bien réels et se traduisent par une hausse des factures des consommateurs. Je trouve donc un peu malhonnête de la part de certains services publics, dont les tarifs de transport et de distribution ont fortement augmenté au cours de cette période, d'affirmer que cette enchère de capacité, puis une seconde, sont à l'origine de la hausse des factures des clients, et que c'est pourquoi ils devraient être autorisés à revenir dans le secteur de la production, car, si l'on examine les chiffres bruts, les faits ne corroborent tout simplement pas leur thèse.

En réalité, la part de la production stagne, voire diminue, et ce, grâce au changement de combustible, à l'amélioration de l'efficacité et à l'arrivée de nouvelles ressources sur le réseau. Mais compte tenu des résultats des dernières enchères, je pense que c'est un outil utile pour ceux qui cherchent à se décharger de la responsabilité des hausses de prix sur leur part de la facture.

Êtes-vous préoccupé par le fait que les politiciens ressentent la pression liée à l’accessibilité financière et se demandent si la restructuration nous permet d’obtenir davantage de production nécessaire ?

Nous sommes toujours conscients de la nécessité pour chacun d'agir. Parfois, cela implique de prendre des mesures qui ne sont pas forcément judicieuses. Nous essayons d'informer les décideurs politiques et les législateurs sur le fonctionnement réel des marchés et sur leurs résultats concrets.

J'ai encore du mal à trouver un exemple où une entreprise de services publics intégrée verticalement a livré un nouveau projet de production dans les délais et en dessous du budget, et a eu une responsabilité comme le font les producteurs d'électricité en gros.

Certains voient dans la consolidation du secteur de l'énergie un signe de dysfonctionnement des marchés. À PJM, les gens préfèrent acheter des centrales à gaz existantes. Qu'est-ce qui se cache derrière cette consolidation ?

Nos membres ont tous des perspectives d'action différentes. Certains sont davantage axés sur l'exploitation, d'autres sur le développement. Ceux qui œuvrent dans le domaine du développement travaillent actuellement sur plusieurs projets au sein de PJM. J'invite donc à la prudence ceux qui laissent entendre qu'il n'y a pas de nouveau développement dans le secteur gazier.

Certaines entreprises tentent d’acquérir des ressources pour construire leur portefeuille, car ces entités ont une thèse d’investissement différente, à savoir : « Nous sommes des opérateurs, pas des développeurs. »