A quoi est due l’instabilité du marché énergétique européen?

La 16e édition de l’Observatoire européen des marchés de l’énergie met en garde contre l’instabilité des marchés de l’électricité. Selon ce rapport, les épisodes où les prix de gros de l’électricité sont négatifs se sont multipliés, les centrales à gaz ferment faute de rentabilité et les prix de vente au détail augmentent. Le problème serait particulièrement important en Allemagne.

Le développement des énergies renouvelables en cause?

Il est courant que les médias attribuent principalement les difficultés actuelles du marché aux énergies renouvelables. Mais sont-elles aussi coupables que cela ?

Rien n’est moins sûr. Rappelons qu’en France, le développement des énergies renouvelables est prévu par arrêté ministériel. Les trajectoires jusqu’en 2020 sont prévues depuis le Grenelle de l’environnement et n’ont pas été dépassées.  » Nous sommes même en dessous du point de passage prévu pour 2012 « , prévient Damien Mathon, Délégué Général du Syndicat des énergies renouvelables.

En réalité, le problème serait ailleurs. Le développement des énergies renouvelables est programmé par RTE à partir des programmations pluriannuelles des investissementsde production d’électricité (PPI). Suite au bilan prévisionnel de RTE en 2007, les investisseurs avaient prévu la construction de nouvelles centrales au gaz. La PPI de 2009 prévoit que ces constructions soient accompagnées de la fermeture de centrales au charbon : passage de 6,9 GW installés en 2009 à 3,3 GW en 2016. Mais entre temps, la crise économique a fortement impacté la consommation d’électricité. De plus, le développement du gaz de schiste en Amérique du Nord, accompagné d’importations de charbon à bas prix en Europe, a fait diminuer la compétitivité des centrales à gaz face au charbon.

En France, entre 2008 et 2012, les capacités installées en cycle combiné gaz (CCG) ont dépassé les prévisions initiales : près de 4 gigawatts (GW) de CCGet 1 GW de turbines à gaz ont été installées. Mais le parc n’a perdu que 292,5 MW de centrales au charbon et 750 MW de centrales au fioul. Le déclassement programmé de centrales à fioul et charbon n’a pas eu lieu dans le même temps et a commencé entre 2012 et 2013, mais moins vite que le déploiement de nouvelles capacités de gaz. Selon le bilan életrique RTE de 2013, entre 2012 et 2013, le parc de production installé en France a perdu 1,6 GW de centrales aucharbon, 607 MW de centrale au fioul et 71 MW de centrale au gaz. Fin 2013, la France comprenait donc encore 5,3 GW de centrales au charbon. Le résultat est que nous sommes en surcapacité de production d’origine fossile, ce qui destabilise forcément le marché.

Avec l’application de la directive européenne sur les grandes installations de combustion, qui demande la fermeture de 15,8 GW de capacité de charbon d’ici fin 2015, ce déclassement devrait s’achever l’année prochaine pour atteindre une capacité finale installée de 3,3 GW. En complément, la directive relative aux émissions industrielles (IED) entraînera la fermeture de 65 à 70 GW de centrales au charbon en Europe d’ici 2020-2023. Ces deux directives devraient contribuer à rééquilibrer le marché à l’avenir. Mais sur le court-terme, le problème n’est pas résolu.

Mais alors, quel rôle jouent les énergies renouvelables dans la destabilisation du marché ? En France, pas grand chose. Les PPI prévoient la trajectoire de développement des énergies renouvelables.  » On est en dessous des objectifs de la PPI fixés en 2009 et en dessous du point de passage prévu de 2012 « , rappelle Damien Mathon. En France, les énergies renouvelables variables représentent moins de 5% de la production d’électricité.  » Dire qu’elles sont à l’origine des problèmes du marché est un peu exubérant « , déplore Damien Mathon.

Néanmoins, la situation française diffère de la situation européenne et notamment allemande, en raison de son parc nucléaire important et du faible développement, pour le moment, des énergies renouvelables intermittentes.

La situation est-elle différente en Allemagne ?

En Allemagne, le bilan est plus mitigé, mais les choses évoluent. L’Allemagne a été le premier pays à s’engager dans la voie de la transition énergétique, avec un développement massif des énergies renouvelables. Résultat : le pays doit construire de nouvelles lignes haute-tension, les subventions aux énergies renouvelables ont explosé et les prix de l’électricité ont sensiblement augmenté. Les centrales nucléaires situées dans le sud du pays sont remplacées, dans le nord du pays, par des installations solaires photovoltaïques décentralisées et des éoliennes, nécessitant de nouvelles lignes électriques. Le pays se heurte également au développement du charbon au détriment du gaz.

Pour prévenir les hausses de prix dues à sa transition énergétique, l’Allemagne a réagi en adoptant en avril 2014 une nouvelle loi sur les énergies renouvelables. Celle-ci prévoit notamment de muter graduellement d’un système de tarif d’achat classique à une vente directe sur le marché, accompagnée d’une prime pour compenser l’écart par rapport au prix du marché. Cette évolution semble vertueuse, avec une réduction des périodes de prix négatifs sur le marché de gros de l’électricité. Notons qu’en France, le dernier épisode de prix négatif remonte à Juin 2013; la situation est donc loin d’être récurrente dans notre pays.

Au final, en Europe, la baisse de la demande et la concurrence du charbon ont entraîné la perte de rentabilité des centrales au gaz et la fermeture deplus de 10 GW de centrales au gaz en 2013.De plus, la faiblesse du prix des quotas de CO₂, qui ne joue plus son rôle pour orienter l’industrie vers une production moins polluante, ajoute de la complexité au problème.

Un réseau en manque d’investissements ?

À plus long terme, l’Agence internationale de l’énergie (AIE) estime que malgré une croissance lente de la demande d’électricité (11% d’ici à 2035), l’Europe aura besoin de 740 GW de capacité supplémentaire d’ici 2035 pour remplacer l’infrastructure vieillissante. En effet, 40 % de la capacité des centrales thermiques doit être remplacée à cet horizon. Cela représente 2 200 milliards de dollars d’investissements, dont 70 % pour les centrales électriques et 30 % pour les réseaux. Capgemini estime que le prix de l’électricité devrait augmenter de 10% dans la prochaine décennie pour réaliser ces investissements nécessaires.

Un manque de gaz à prévoir ?

Le rapport de Capgemini s’intéresse aussi à la sécurité d’approvisionnement en gaz de l’Europe. La crise russo-ukrainienne pourrait entraîner des coupures d’approvisionnement en gaz dans certains pays dès cet hiver. Cela pourrait créer d’importantes tensions. En effet, 30 % du gaz utilisé en Europe provient de Russie et la moitié de ce gaz transite par l’Ukraine. Dans ce contexe, l’importation de gaz de schistes dans les pays qui ont commencé son extraction (Angleterre, Pologne et Roumanie) ne suffirait pas à satisfaire la demande. De plus, en raison de la baisse de la demande en gaz, les investissements concernant des gazoducs contournant la Russie, l’amélioration des capacités de stockage ou des importations de gaz naturel liquéfié ne se sont pas matérialisés.

On vous l’accorde, en réalité, la question de l’instabilité du marché de l’énergie est bien plus complexe qu’une simple question d’énergies renouvelables !

Par Matthieu Combe, journaliste scientifique