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La transition énergétique

 | 
Solène Hazouard
, 
René Lasserre

IV – Défis et transformations du marché de l'électricité

Enjeux de la transformation des systèmes électriques allemand et français à l’horizon 20301

Dimitri Pescia

Texte intégral

  • 1 Article rédigé en mars 2016, NdE.

1Les énergies éolienne et photovoltaïque sont amenées à jouer un rôle majeur dans la transformation des systèmes électriques, en Allemagne comme en France. Ces technologies sont désormais compétitives avec les centrales thermiques conventionnelles pour les nouveaux investissements. Leurs caractéristiques intrinsèques (variabilité, coûts d'investissements élevés et coûts marginaux quasi nuls) bouleversent néanmoins profondément le fonctionnement des systèmes et marchés électriques, qui doivent évoluer vers davantage de flexibilité. En parallèle, des conditions d'investissement stables en faveur des énergies renouvelables doivent être préservées, afin de limiter leurs coûts et d'accompagner leur déploiement au rythme souhaité. En matière de sécurité d'approvisionnement, la France et l'Allemagne poursuivent aujourd'hui une approche différente : introduction d'un marché de capacité en France, réserve stratégique opérée hors marché en Allemagne. Par ailleurs, l'Allemagne et la France doivent relever des défis structurels essentiels, mais différenciés, relatifs à l'avenir de leur parc de production conventionnel : charbon pour l'Allemagne, nucléaire pour la France. Une réforme du marché des émissions de CO2 ainsi qu'un plan de sortie du charbon à long terme sont nécessaires pour permettre à l'Allemagne d'atteindre ses objectifs de baisse des émissions de CO2. La France est confrontée à des choix politiques et économiques majeurs en ce qui concerne le rééquilibrage de son mix électrique et la place qu'y jouera le nucléaire à long terme.

L'Allemagne et la France au cœur de la transformation
du système électrique européen

2La stratégie européenne bas carbone vise un développement conséquent des énergies renouvelables dans l’ensemble des secteurs énergétiques, et en particulier dans le secteur de la production d’électricité. Conformément à l’accord du Conseil européen d’octobre 2014, l’Union européenne s’est ainsi fixé un objectif de 27 % d’énergie renouvelable dans sa consommation finale d’énergie d’ici 2030, ce qui correspond à une part d’environ 50 % dans le secteur électrique (contre 28,6 % en 2015).

3La France et l’Allemagne ont adopté des objectifs nationaux ambitieux, en ligne avec ces engagements européens. Dans le cadre de l’Energiewende, l’Allemagne vise ainsi 50 % d’électricité renouvelable en 2030 (contre 32,5 % en 2015). La loi de transition énergétique française vise, quant à elle, un objectif de 40 % d’électricité renouvelable au même horizon de temps (contre 18,7 % en 2015).

Carte 1 : Contribution des énergies renouvelables dans le mix électrique européen en 2030

Carte 1 : Contribution des énergies renouvelables dans le mix électrique européen en 2030

Source : Fraunhofer IWES (2015) sur la base d’ENTSO-E (2014) et des stratégies nationales.

  • 2 Bilan total des échanges physiques d’électricité. Selon ENTSO-E, le bilan total des échanges commer (...)
  • 3 RTE (2016) ; Agora Energiewende (2016a).

4La France et l’Allemagne jouent un rôle de premier plan dans la transformation des systèmes électriques européens, étant donné la taille de leurs marchés et leur niveau d’interconnexion élevé. Les marchés électriques allemand et français couvrent ensemble près d’un tiers de la production électrique européenne (647 TWh produits par l’Allemagne en 2015 et 546 TWh produits par la France). Par ailleurs, les deux États sont les deux premiers exportateurs d’électricité d’Europe en 2015, avec un solde exportateur net de 62 TWh pour la France (soit 11 % de la production nationale) et 50 TWh2 pour l’Allemagne (8 % de la production nationale). Cette situation est la conséquence de l’important niveau d’interconnexion dont bénéficient les deux États (environ 21 GW d’interconnexions à l’export pour l’Allemagne et 17 GW pour la France3) et de la compétitivité de leur mix de production électrique.

L'éolien et le solaire photovoltaïque constituent les piliers de la transition énergétique

  • 4 Fraunhofer ISE (2015).

5Les énergies éolienne et solaire photovoltaïque sont amenées à jouer un rôle majeur dans l’atteinte des objectifs de décarbonation du système électrique européen. Après une baisse continue de leurs coûts de production, ces technologies sont aujourd’hui compétitives avec les énergies fossiles pour les nouveaux investissements (voir graphique 1). En Allemagne, le coût moyen de production de l’électricité (LCOE) de l’éolien terrestre atteint entre 6 et 9 centimes/kWh, en fonction des conditions de vent. Ce coût de production atteint entre 8 et 9 centimes/kWh pour le solaire photovoltaïque au sol dans le sud du pays. Ces niveaux sont similaires aux coûts de production des nouvelles centrales à gaz ou à charbon et inférieurs aux coûts des autres énergies décarbonées. Par ailleurs, ces coûts devraient continuer à baisser, en particulier pour les grandes centrales solaires photovoltaïques, atteignant en 2025 entre 4 centimes/kWh, dans le sud de l’Europe, et 6 centimes/kWh, dans les pays à l’ensoleillement comparable à celui de la France4.

6En ce qui concerne le nucléaire, la situation est contrastée. En France, la prolongation de la durée de vie d’exploitation de certaines centrales nucléaires pourrait transitoirement s’avérer une option économiquement pertinente. Ces coûts de prolongation sont néanmoins encore relativement incertains et augmenteront si la production nucléaire diminue (en TWh) à capacité installée constante (GW). En revanche, les coûts du nouveau nucléaire en Europe, par exemple ceux du projet d’Hinkley Point C au Royaume-Uni, s’avèrent aujourd’hui sans ambiguïté largement supérieurs à ceux des projets éoliens et photovoltaïques.

Graphique 1 : Niveau des coûts de production moyens d'électricité annualisés (LCOE) de diverses technologies en 2015

Graphique 1 : Niveau des coûts de production moyens d'électricité annualisés (LCOE) de diverses technologies en 2015

Source : Agora Energiewende (2015a). Les écarts sont la conséquence de diverses hypothèses relatives au prix du CO2, aux coûts d’investissement et aux taux d’utilisation des centrales. * CCGT : combined cycle gas turbine ; ** CCS : carbon capture and storage.

7L’éolien et le solaire photovoltaïque ne se cantonnent donc plus à un marché de niche, mais constituent les solutions décarbonées les plus compétitives pour les nouveaux investissements. Fin 2015, ces deux technologies représentaient déjà environ 85 GW installés en Allemagne, soit davantage que la demande de pointe hivernale (environ 82 GW). Le pays vise un développement annuel supplémentaire d’au moins 5 GW d’éolien terrestre et de photovoltaïque dans les années à venir. Par ailleurs, il vise 15 GW d’éolien offshore installé d’ici 2030 (contre 3,5 GW aujourd’hui). Le marché français reste plus modeste, avec 16,5 GW d’éolien et de photovoltaïque installés fin 2015, mais les objectifs de croissance, tels que suggérés par les travaux de la programmation pluriannuelle de l’énergie, pourraient porter les capacités installées à 46 GW fin 2023, soit une croissance annuelle de 3,7 GW.

8Les éoliennes et les centrales photovoltaïques possèdent néanmoins des caractéristiques spécifiques qui transforment profondément les systèmes et marchés électriques : les installations produisent de l’électricité uniquement lorsque le soleil brille et que le vent souffle et ne peuvent pas être déclenchées à la demande. Par ailleurs elles sont souvent installées loin des centres de forte consommation, ce qui peut nécessiter le développement de nouvelles infrastructures de réseaux. Dans ce contexte, le terme de coûts d’intégration est parfois proposé afin de comparer les technologies entre elles dans une approche davantage systémique.

Graphique 2 : Illustration des diverses composantes des « coûts d'intégration »

Graphique 2 : Illustration des diverses composantes des « coûts d'intégration »

Source : Agora Energiewende (2015b).

  • 5 Agora Energiewende (2015b).

9Ces coûts d’intégration recouvrent typiquement les coûts de réseaux, les coûts d’équilibrage et le coût de l’impact des énergies renouvelables sur l’utilisation des centrales thermiques conventionnelles. Ces coûts dépendent de la flexibilité globale du système électrique, ainsi que du niveau d’internalisation du coût du CO2. Dans le cas du système électrique allemand avec un taux de pénétration de 50 % d’énergies renouvelables variables, ces coûts d’intégration sont évalués à environ 0,5 à 2,0 centimes/kWh5. Ces coûts ne modifient donc pas fondamentalement la compétitivité des énergies renouvelables par rapport aux autres technologies.

La flexibilité comme nouveau paradigme de la transformation des systèmes électriques

10La variabilité de la production d’électricité renouvelable contraint l’ensemble du système électrique à s’adapter, afin de répondre de manière davantage flexible à ces fluctuations. De nombreuses solutions techniques existent pour renforcer cette flexibilité.

  • 6 Les pics de consommation se produisent dans tous les pays européens en général l’hiver entre 17h et (...)

11Le renforcement des réseaux électriques nationaux et transnationaux constitue l’option de flexibilité la moins coûteuse. Les réseaux permettent de mutualiser, sur une maille géographique large, les divers moyens de production et les différents profils de consommation. Cette régionalisation apporte des bénéfices globaux, car les régimes de production d’électricité d’origine renouvelable ne sont pas parfaitement corrélés entre les pays. Par exemple, le vent ne souffle pas uniformément et simultanément sur toute l’Europe. Ces effets de foisonnement s’observent également pour la demande électrique, bien qu’ils soient moins prononcés6. La mise en réseau réduit donc la volatilité globale du système, limite le besoin de flexibilité résiduel et réduit l’écrêtement de la production renouvelable.

Graphique 3 : Production éolienne à divers niveaux d'agrégation en Allemagne durant le mois de mai 2030

Graphique 3 : Production éolienne à divers niveaux d'agrégation en Allemagne durant le mois de mai 2030

Source : Fraunhofer IWES (2015). Le profil de production éolien devient moins fluctuant à mesure que la maille géographique s’élargit.

  • 7 France, Allemagne, Benelux, Suisse, Autriche.

12La flexibilisation de la production électrique conventionnelle constitue la seconde option de flexibilité. Les centrales thermiques conventionnelles (gaz, charbon, nucléaire) doivent devenir des partenaires flexibles de la production renouvelable et réagir rapidement à leur variabilité. D’ici 2030, le nombre de centrales électriques de la région du Centre-Ouest de l’Europe7 opérant plus de 7 000 heures par an, c’est-à-dire en mode dit « baseload », sera réduit d’environ 50 %.

Graphique 4 : Production et consommation d'électricité dans la région du Centre-Ouest de l'Europe (CWE) durant une semaine de fin d'été 2030

Graphique 4 : Production et consommation d'électricité dans la région du Centre-Ouest de l'Europe (CWE) durant une semaine de fin d'été 2030

Source : Fraunhofer IWES (2015). Simulation sur la base de l’année météorologique 2011.

13En Allemagne, la réponse flexible des moyens de production thermiques est déjà une réalité. Par exemple, lors des jours venteux de décembre 2015, le parc thermique conventionnel a réagi aux variations de prix de manière beaucoup plus flexible qu’on ne le croyait techniquement possible il y a quelques années. Cet ajustement a permis notamment de limiter le niveau des prix négatifs sur le marché. L’éclipse solaire du 20 mars 2015, qui s’est produite lors d’un jour très ensoleillé, représente un autre exemple significatif. Au moment du passage de l’éclipse, la production photovoltaïque a baissé de 12 GW en 65 minutes, puis a augmenté de 19 GW en 75 minutes. Le système électrique allemand est resté parfaitement stable et la flexibilité a été valorisée sur les marchés de court terme. Ces variations étaient extraordinaires en 2015 mais deviendront la norme d’ici 2030, lorsque le système électrique allemand intégrera 50 % d’énergies renouvelables.

14Le système électrique français dispose également d’un important potentiel de flexibilité, notamment hydraulique. Ce parc hydroélectrique, composé d’une vingtaine de GW de stockage (court terme, journalier et saisonnier), répond aujourd’hui aux variations de la demande. Dans les années à venir, ce parc hydroélectrique répondra également aux fluctuations des énergies renouvelables. Le parc électronucléaire français est également capable de contribuer techniquement à une partie de ce besoin de flexibilité. Incorporer 40 % de renouvelables implique néanmoins un redimensionnement du parc nucléaire et une modification de son exploitation de court terme vers un régime davantage flexible (voir graphique 5). Les réacteurs les plus récents sont néanmoins capables de fonctionner en suivi de charge et peuvent techniquement contribuer à une partie de ce besoin de flexibilité. Intégrer 40 % d’énergie renouvelable passe néanmoins nécessairement par une réorientation globale de l’exploitation du nucléaire, d’où l’importance des travaux engagés dans le cadre de la programmation pluriannuelle de l’énergie.

Graphique 5 : Corridor de production nucléaire français en 2030, avec 40 % d'énergies renouvelables, et niveau de production en 2013

Graphique 5 : Corridor de production nucléaire français en 2030, avec 40 % d'énergies renouvelables, et niveau de production en 2013

Source : Fraunhofer IWES (2015), sur la base d’Agora Energiewende et RTE.

  • 8 ADEME (2015).

15D’autres options de flexibilité, en particulier la gestion de la demande, le stockage et l’écrêtement ponctuel de la production renouvelable, facilitent l’intégration des énergies renouvelables dans les systèmes électriques. En France, ces options de flexibilité peuvent minimiser le conflit entre intégration des énergies renouvelables et maintien d’un niveau plus élevé de production nucléaire, en particulier lors des semaines caractérisées par de très fortes productions renouvelables. En France, le potentiel de gestion de la demande (le pilotage des chauffe-eau et chauffages électriques, ainsi que la recharge intelligente des véhicules électriques) a été analysé de manière détaillée8 et pourrait atteindre près de 25 GW de flexibilité supplémentaire. Le stockage intersaisonnier, en particulier le Power-to-Gas, constitue une option de flexibilité de plus long terme, car aujourd’hui coûteuse, qui interviendra uniquement à des niveaux de pénétration d’énergie renouvelable très élevés (au-delà de 70 %).

Une optimisation de l'architecture du marché électrique doit permettre de répondre aux besoins accrus de flexibilité

16La flexibilité doit se refléter dans l’ensemble des modalités qui régissent l’organisation des marchés de l’énergie. Les marchés de court terme de l’électricité (journalier, infrajournalier et d’équilibrage) jouent un rôle central dans ce contexte, car ils reflètent au mieux la valeur de l’électricité sur le court terme. Ces marchés mettent en concurrence les diverses options de flexibilité et optimisent les décisions d’une multitude d’acteurs décentralisés sur la base de signaux prix de référence.

  • 9 Bundesnetzagentur (2016).
  • 10 CRE (2016).

17Le mouvement de libéralisation du secteur de l’électricité, amorcé dans le milieu des années 1990, a renforcé progressivement la liquidité et le rôle de référence joué par ces marchés. En Allemagne, près de 263 TWh (soit 40 % de la production d’électricité) ont été négociés sur le marché journalier en 20159. Bien qu’une partie importante des échanges se déroule encore hors marché, le prix de marché est la référence des contrats bilatéraux négociés entre producteurs et consommateurs. En France, la fourniture sur le marché de gros a progressé, avec la disparition des tarifs réglementés de l’électricité, effective depuis le 1er janvier 2016, et la baisse des prix de marché qui favorise la concurrence. Les volumes échangés (106 TWh en 2015) y restent inférieurs à ceux observés en Allemagne10. Ils sont néanmoins en forte croissance.

18L’amélioration de l’architecture des marchés électriques passe par une réduction des barrières à la flexibilité. Un certain nombre d’options « sans regrets » ont été identifiées. Il s’agit notamment d’éliminer les limites de prix (plancher et plafond), afin de refléter au mieux les situations de pénurie ou d’excès de production renouvelable. Il s’agit également de rendre ces marchés plus réactifs, par exemple par l’introduction de produits plus courts. Davantage d’intégration géographique et temporelle joue également un rôle clé, notamment via le couplage des marchés transfrontaliers, en particulier infrajournalier et d’équilibrage.

  • 11 Le livre vert et le livre blanc du gouvernement fédéral sur l’architecture du marché électrique, la (...)

19Ces options « sans regrets » ont été le focus du débat en Allemagne durant l’année 2015. Elles ont également été soulignées dans plusieurs déclarations communautaires et régionales11, qui appellent à renforcer le rôle des marchés de l’électricité et la coopération régionale vers davantage de flexibilité.

Une réforme du marché des émissions de C02 et une « mise à la retraite » intelligente des surcapacités thermiques restent nécessaires

20Les marchés électriques européens sont caractérisés par une surcapacité de moyens de production électrique, en particulier des anciennes centrales à charbon fortement émettrices de CO2. Résorber intelligemment cette surcapacité est indispensable pour atteindre les objectifs européens de décarbonation à long terme. Cette priorité concerne en premier plan l’Allemagne, dont le mix électrique est encore largement dominé par le charbon (qui couvre encore 42 % de la production électrique nationale en 2015).

21Or aujourd’hui, le marché européen des émissions de CO2 ne délivre pas un signal prix incitatif pour amorcer cette transformation. Une surallocation de quotas de CO2 paralyse le marché et limite totalement le signal d’investissement pourtant nécessaire. Il est donc essentiel de prendre certaines mesures sur le plan communautaire afin de ranimer ce marché, par exemple via l’introduction d’un prix plancher du carbone (par exemple à 30 euros la tonne de CO2) et l’élimination des quotas en surplus.

  • 12 Agora Energiewende (2016a).

22Ces mesures doivent également être complétées le cas échéant par des mesures nationales. L’Allemagne a ainsi décidé de retirer 2,7 GW d’anciennes centrales à lignite entre 2017 et 2020, afin de faciliter l’atteinte de ses objectifs climatiques (réduction des émissions de CO2 de 40 % d’ici 2020 par rapport à 1990). La sortie du charbon doit néanmoins être traitée dans une perspective de long terme, afin d’atteindre les objectifs climatiques du pays, d’accompagner le processus de restructuration socio-économique des régions minières (en particulier la Lusace et le bassin rhénan) et de renforcer la sécurité des investissements dans le domaine de l’énergie. L’adoption d’un plan de sortie du charbon d’ici 2040, développé de manière consensuelle par l’ensemble des parties prenantes, pourrait être une solution en ce sens12.

La France est confrontée à d'importantes décisions relatives à l'avenir de son parc électronucléaire

  • 13 Cour des comptes (2016).

23La France est également confrontée à des choix politiques et économiques majeurs en ce qui concerne le rééquilibrage de son mix électrique et la place qu’y jouera le nucléaire à long terme. Le développement du parc électronucléaire français a nécessité des investissements très concentrés entre 1977 et 1990. De nombreux réacteurs atteindront donc progressivement la fin de leur durée d’exploitation de quarante ans à partir de 2018. Entre 2018 et 2025, ce sont près de 30 GW qui sont concernés (voir graphique 6). Une prolongation de la durée de vie d’exploitation des réacteurs au-delà de quarante ans, qui reste sujette aux avis de l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN), nécessite d’importants travaux industriels (« Grand Carénage »). Les coûts de ce programme sont encore relativement incertains et peu transparents. Selon la Cour des comptes13, ils atteindront 100 milliards d’euros entre 2014 et 2030, soit 1,7 milliard d’euros en moyenne par réacteur. Un quart couvre des dépenses d’exploitation (25 milliards d’euros) et les trois autres quarts, des dépenses d’investissement (75 milliards d’euros). Ces coûts sont très sensibles aux coûts du capital, et donc au cadre de financement retenu, ainsi qu’à la durée d’exploitation des installations au-delà de la période de quarante ans. Le coût de la prolongation par kWh dépend ainsi largement de l’autorisation (ou non) d’étendre la durée d’exploitation de deux fois dix ans, comme le souhaite l’opérateur Électricité de France (EDF), et non pas uniquement de dix ans, ce qui est aujourd’hui pourtant l’horizon de décision retenu par l’Autorité de sûreté nucléaire.

Graphique 6 : « La falaise nucléaire » : entre 2018 et 2025, 30 GW de capacités nucléaires en France atteindront 40 ans d'exploitation

Graphique 6 : « La falaise nucléaire » : entre 2018 et 2025, 30 GW de capacités nucléaires en France atteindront 40 ans d'exploitation

Source : Agora Energiewende, d’après EDF.

24Le développement des énergies renouvelables aura vraisemblablement un impact sur le coût de la prolongation du nucléaire en France. Les objectifs retenus par la loi de transition énergétique vont très certainement s’accompagner d’une baisse de la production nucléaire française, dans un contexte de faible croissance de la consommation d’électricité et de capacités limitées à l’export. Cette réduction de la production nucléaire (TWh), à niveau constant de capacités installées (GW), renchérirait mécaniquement le coût de la prolongation du nucléaire. À terme, un redimensionnement des capacités nucléaires pourrait donc répondre davantage à une logique économique que politique. Bien que ce rééquilibrage soit implicitement prévu par la loi de transition énergétique (baisse de la part de l’énergie nucléaire de 75 % à 50 % à l’horizon 2025) et son outil programmatique, le pilotage de cette trajectoire en puissance est encore largement incertain. Par ailleurs, dès 2025-2030 commencera à se poser la question du remplacement des centrales nucléaires actuelles par de nouvelles centrales électriques, qu’elles soient nucléaires ou renouvelables. À cet horizon de temps, et sur la base des premiers retours d’expérience des chantiers nucléaires européens en cours, il est fort probable que les énergies renouvelables éolienne et photovoltaïque représentent largement l’alternative la plus économique.

Sécurité d'approvisionnement : les points de vue allemand et français divergent sur la question des mécanismes de capacité

25La question de l’aptitude des marchés de l’énergie (marchés energy only) à garantir seuls les investissements nécessaires à la sécurité d’approvisionnement à long terme fait l’objet d’un débat controversé au sein de l’Union européenne.

  • 14 RTE (2016) ; DNV GL (2015).

26Depuis quelques années, on observe une baisse continue des prix de l’électricité sur le marché de gros. En moyenne sur l’année 2015, ils s’établissent à 38,5 euros/MWh en France et 31,6 euros/MWh en Allemagne14. Sur le marché à terme pour livraison en 2017, les prix atteignent entre 20 et 25 euros/MWh. Plusieurs facteurs expliquent cette situation : baisse des prix de combustibles sur le marché mondial, stagnation de la demande (conséquence d’une croissance économique faible ainsi que des efforts d’efficacité énergétique) et augmentation de l’offre, à la fois des capacités thermiques conventionnelles et renouvelables. Ces prix bas révèlent une situation surcapacitaire dans pratiquement tous les marchés électriques européens. Ils diminuent les revenus des producteurs, en particulier des producteurs historiques (EDF, E. ON, RWE…). Ce contexte conduit certains observateurs à s’interroger sur la capacité du marché à financer les investissements à venir, lorsque la situation de surcapacité sera résorbée.

  • 15 C’est-à-dire un marché qui rémunère la capacité disponible (en MW) en plus de l’énergie vendue (en (...)
  • 16 Critère de défaillance LOLE (Loss Of Load Expectation) de 3h.

27Dans certains États membres, en particulier en France, la mise en place d’un marché de capacité15 a été proposée, afin de garantir le maintien de suffisamment de capacités dans le système électrique. En France, cette problématique a été discutée dès 2009 dans un contexte structurel et réglementaire très spécifique. Sur le plan structurel, la France est confrontée à une forte thermosensibilité de sa demande électrique, c’est-à-dire que ses pointes de consommation en hiver sont largement supérieures aux niveaux de consommation moyens, une conséquence du recours au chauffage électrique. Sur le plan réglementaire, la France considère que la sécurité d’approvisionnement est un bien public, qui est encadré par un critère d’adéquation spécifique16 que le système électrique se doit de respecter. Le marché de capacité, qui devrait être effectif dès 2017, a été proposé afin de répondre à ces deux impératifs. À noter néanmoins que les perspectives préoccupantes d’augmentation des pics de consommation faites par le gestionnaire de réseau français depuis les années 2005, et qui ont légitimé l’introduction du mécanisme de capacité, se sont largement résorbées depuis, en particulier grâce aux efforts en matière d’amélioration de l’efficacité énergétique.

28Dans d’autres États membres, en particulier en Allemagne, le débat sur les mécanismes de capacité a pris une direction différente. Après une large consultation des parties prenantes, le gouvernement fédéral a refusé l’introduction d’un marché de capacité. Prenant acte de la situation de surcapacité et craignant qu’une rémunération de capacité ne maintienne dans le système des centrales à charbon inflexibles et fortement émettrices de CO2, la priorité a été donnée au perfectionnement du marché de l’énergie. Une réserve de capacité, opérée hors marché, a néanmoins été introduite pour une période transitoire. Cette réserve stratégique, qui peut être actionnée en cas de tension sur l’équilibre offredemande, fait office de « filet de sécurité ». Dans un premier temps, elle rassemblera 2,7 GW d’anciennes centrales à lignite, qui seront maintenues dans le système pour une durée de quatre ans avant d’être déclassées. La réserve stratégique sera ensuite constituée sur la base d’appels d’offres pour une capacité totale de 4,4 GW (environ 5 % de la demande de pointe).

Ces différentes « approches capacitaires » nationales comportent un risque de fragmentation de la politique énergétique européenne

29Compte tenu de l’interconnexion croissante des systèmes électriques européens, la sécurité d’approvisionnement ne peut plus être considérée uniquement sur le plan national. La réalisation de bilans régionaux d’adéquation est une avancée importante qui limite un surdimensionnement des besoins de capacité.

30Par ailleurs, les mécanismes de capacité peuvent en principe altérer le bon fonctionnement des marchés de court terme, affaiblissant de facto les efforts entrepris pour améliorer ces marchés. Si un État membre souhaite gérer la sécurité d’approvisionnement par un tel mécanisme, il est essentiel que ce mécanisme soit bien ciblé et qu’il prenne en compte le niveau d’interconnexion et le potentiel de la gestion de la demande, ce que fait d’ailleurs le mécanisme français. La question ne concerne pas uniquement le niveau de capacité requis, mais le type de capacité dont le système a besoin (« capabilité »).

  • 17 Ces effets redistributifs sont néanmoins contraints par les niveaux d’interconnexions disponibles e (...)

31Des solutions capacitaires nationales peuvent également entraver a priori la libre concurrence sur le marché européen de l’électricité. Ces mécanismes peuvent avoir des effets redistributifs entre acteurs du marché et entre pays. Par exemple, les producteurs d’un pays qui n’ont pas accès à un paiement de capacité sont désavantagés par rapport à ceux qui bénéficient d’une rémunération17. C’est dans ce contexte que la France prévoit de faire évoluer son mécanisme, afin de prendre en compte explicitement les participations étrangères. La mise en œuvre de cette disposition, en cours de développement, soulève néanmoins de nombreuses questions techniques et réglementaires.

32Ces préoccupations ont conduit la Commission européenne à lancer une enquête sectorielle sur les mécanismes de capacité mis en œuvre dans une dizaine d’États membres, y compris en France et en Allemagne. La Commission a également ouvert une enquête approfondie spécifiquement sur le mécanisme français, afin de s’assurer de sa conformité aux règles de l’Union européenne en matière d’aides d’État. Une harmonisation européenne des mécanismes de capacité nationaux semble aujourd’hui irréaliste, mais un certain niveau de coordination est nécessaire.

Assurer des conditions d'investissement stables en faveur des énergies bas carbone est fondamental pour accompagner leur déploiement

33Les installations d’énergies renouvelables variables sont caractérisées par des coûts d’exploitation (operational expenditure, OPEX) quasi nuls, c’est-à-dire qu’une fois installées, elles produisent quasiment gratuitement lorsque la ressource primaire (soleil ou vent) est disponible. L’investissement initial dans ces installations (capital expenditure, CAPEX) est néanmoins élevé, ce qui nécessite la mise en place de conditions de financement spécifiques. Le nucléaire représente une répartition des coûts similaire (faibles OPEX et CAPEX élevés).

34Les conditions de financement des renouvelables sont donc cruciales pour assurer leur compétitivité, et ceci bien que les coûts complets de production de l’éolien et du solaire photovoltaïque soient désormais comparables, voire inférieurs à ceux des centrales thermiques classiques. Un cadre d’investissement favorable aux énergies renouvelables reste donc nécessaire afin de limiter le risque associé au développement des projets et limiter leurs coûts de financement.

35Plus fondamentalement, les énergies renouvelables variables sont exposées à un « effet de cannibalisation » lié à leur coût de production marginal quasi nul. Ces technologies produisent de l’électricité lorsque le vent souffle et que le soleil brille, indépendamment du prix de l’électricité sur le marché. Durant les périodes très venteuses ou ensoleillées, les installations produisent une telle quantité d’électricité qu’elles font baisser le prix sur le marché, à partir duquel elles sont censées tirer leurs revenus.

36Autres facteurs aggravant la compétitivité des technologies bas carbone : les prix de l’électricité sur les marchés européens sont aujourd’hui extrêmement bas et le prix de la tonne de CO2 est insuffisamment incitatif. Le prix du CO2 va très vraisemblablement se maintenir à des niveaux insuffisamment élevés dans les années à venir pour inciter au développement des technologies bas carbone. Un prix de 60 euros la tonne de CO2 serait en effet nécessaire pour permettre à ces technologies de récupérer leurs coûts sur le marché.

37Il est dans ce contexte très peu vraisemblable que les énergies renouvelables parviennent à se refinancer uniquement sur le marché de l’énergie, en tout cas pas avant 2030, voire 2040. Une approche basée uniquement sur le marché de l’énergie et le marché des émissions de CO2 conduirait à augmenter la prime de risque, et donc le coût des projets. Un cadre de soutien complémentaire reste donc nécessaire, par exemple sous la forme de contrats à long terme, afin de minimiser ce risque, réduire le coût global du déploiement et atteindre les objectifs de développement au rythme et au volume souhaités.

38Il est probable qu’un mécanisme similaire soit proposé pour financer les investissements dans le nucléaire, non seulement pour les nouvelles installations (comme c’est d’ailleurs le cas dans le montage financier du projet nucléaire britannique), mais également pour les décisions de prolongation du nucléaire existant. Les prix extrêmement bas observés aujourd’hui sur le marché sont en effet vraisemblablement insuffisants pour financer les investissements importants nécessaires dans le cadre du projet de Grand Carénage.

39La France et l’Allemagne ont engagé des politiques ambitieuses en faveur des énergies renouvelables électriques, en ligne avec les engagements européens à l’horizon 2030. L’éolien et le solaire photovoltaïque sont amenés à jouer un rôle majeur dans cette transition énergétique, conséquence d’une baisse continue de leurs coûts de production. Ces technologies modifient néanmoins profondément les systèmes et marchés électriques européens.

40La France et l’Allemagne sont aujourd’hui confrontées à des enjeux politiques de moyen terme différenciés, relatifs à la restructuration de leurs parcs de production conventionnels : nucléaire en France, charbon en Allemagne. Les mix électriques sont néanmoins amenés à converger davantage sur le long terme face au développement significatif des énergies renouvelables.

41Préserver des conditions d’investissement fiables sera essentiel pour assurer le déploiement de ces énergies bas carbone au rythme souhaité. Les partisans de l’orthodoxie économique considèrent en général que le marché de l’énergie et le marché européen des émissions de CO2 seront à eux seuls capables de favoriser ces investissements. Une approche davantage pragmatique et holistique est néanmoins nécessaire, afin de prendre en compte la complexité des enjeux économiques et politiques d’un système en transformation.

42Dans ce contexte, il apparaît très pertinent de favoriser l’émergence d’une « vision électrique franco-allemande pour l’horizon 2030 », qui bénéficierait à l’ensemble des acteurs économiques et politiques concernés par la transformation des systèmes électriques des deux côtés du Rhin. Cet exercice prospectif commun permettrait d’explorer conjointement les enjeux clés de la transition énergétique et les implications de certains choix politiques. Il permettrait également de mieux coordonner les plans nationaux vers l’atteinte des objectifs communautaires.

43Renforcer la flexibilité des marchés de l’énergie et restaurer le marché européen des émissions de CO2 sont le préalable à une transformation réussie des systèmes électriques. Ces deux priorités ont déjà été reconnues en France comme en Allemagne. L’avenir de l’architecture du marché électrique devrait intégrer également trois réflexions complémentaires, qui bénéficieraient d’une approche franco-allemande approfondie : comment assurer le maintien de revenus stables pour les technologies bas carbone ? Comment accélérer la « mise à la retraite intelligente » des surcapacités thermiques conventionnelles ? Et comment s’assurer du maintien de la sécurité d’approvisionnement pendant la période de transition ? Au-delà des spécificités électriques nationales de court et moyen terme, ces cinq enjeux seront clés pour permettre le déploiement des énergies renouvelables aux rythmes visés par la France et l’Allemagne à l’horizon 2030.

Bibliographie

Indications bibliographiques

Agence de l’Environnement et de la Maîtrise de l’Énergie (ADEME), Un mix électrique 100 % renouvelable ? Analyses et optimisations, Angers, 2015

Agora Energiewende, Understanding the Energiewende. FAQ on the Ongoing Transition of the German Power System, Berlin, 2015a

Agora Energiewende, Coûts d’intégration de l ‘ éolien et du solaire photovoltaïque. Contribution au débat sur les enjeux économiques de l’intégration des énergies éolienne et solaire photovoltaïque dans les systèmes électriques, Berlin, 2015b

Agora Energiewende, Die Energiewende im Stromsektor : Stand der Dinge 2015. Rückblick auf die wesentlichen Entwicklungen sowie Ausblick auf 2016, Berlin, 2016a

Agora Energiewende, Eleven Principles for a Consensus on Coal. Concept for a Stepwise Decarbonisation of the German Power Sector (Short Version), Berlin, 2016b

Bundesnetzagentur, Bundeskartellamt, Monitoringbericht 2015, Bonn, 2016

Commission de régulation de l’énergie (CRE), Marchés de gros. Observatoire des marchés de l’électricité, du gaz et du CO2. 4e trimestre 2015, Paris, 2016

Consentec, Fraunhofer ISI, r2b, Leitstudie Strommarkt 2015 [étude réalisée pour le compte du ministère fédéral de l’Économie et de l’Énergie], Connect Energy Economics GmbH, Berlin, 2015

Cour des comptes, « La maintenance des centrales nucléaires : une politique remise à niveau, des incertitudes à lever », in Cour des comptes, Le rapport public annuel 2016, Paris, 2016, p. 111-143

DNV GL, Potential Interactions Between Capacity Mechanisms in France and Germany. Descriptive Overview, Cross-Border Impacts and Challenges [étude réalisée pour le compte d’Agora Energiewende], Agora Energiewende, Berlin, 2015

European Network of Transmission System Operators for Electricity (ENTSO-E), Scenario Outlook and Adequacy Forecast 2014-2030, Bruxelles, 2014

Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme (Fraunhofer ISE), Current and Future Cost of Photovoltaics. Long-term Scenarios for Market Development, System Prices and LCOE of Utility-Scale PV Systems [étude réalisée pour le compte d’Agora Energiewende], Agora Energiewende, Berlin, 2015

Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik (Fraunhofer IWES), The European Power System in 2030 : Flexibility Challenges and Integration Benefits. An Analysis with a Focus on the Pentalateral Energy Forum Region [analyse réalisée pour le compte d’Agora Energiewende], Agora Energiewende, Berlin, 2015

Réseau de transport d’électricité (RTE), Bilan électrique 2015, La Défense, 2016.

Notes

1 Article rédigé en mars 2016, NdE.

2 Bilan total des échanges physiques d’électricité. Selon ENTSO-E, le bilan total des échanges commerciaux atteint même 61 TWh en 2015.

3 RTE (2016) ; Agora Energiewende (2016a).

4 Fraunhofer ISE (2015).

5 Agora Energiewende (2015b).

6 Les pics de consommation se produisent dans tous les pays européens en général l’hiver entre 17h et 20h. Les bilans prévisionnels d’adéquation montrent néanmoins que le pic de consommation à la maille régionale est inférieur de plusieurs GW à la somme des pics nationaux. Des travaux menés pour l’Allemagne et ses voisins ont quantifié cette différence à au moins 10 GW en 2015 et 20 GW en 2020 (Consentec, Fraunhofer ISI, r2b, 2015).

7 France, Allemagne, Benelux, Suisse, Autriche.

8 ADEME (2015).

9 Bundesnetzagentur (2016).

10 CRE (2016).

11 Le livre vert et le livre blanc du gouvernement fédéral sur l’architecture du marché électrique, la communication de juillet 2015 de la Commission européenne, la déclaration du Forum pentalatéral et des 12 voisins électriques (juin 2015), ainsi que le mémorandum d’entente (MoU) entre les États de la mer Baltique (juin 2015).

12 Agora Energiewende (2016a).

13 Cour des comptes (2016).

14 RTE (2016) ; DNV GL (2015).

15 C’est-à-dire un marché qui rémunère la capacité disponible (en MW) en plus de l’énergie vendue (en MWh).

16 Critère de défaillance LOLE (Loss Of Load Expectation) de 3h.

17 Ces effets redistributifs sont néanmoins contraints par les niveaux d’interconnexions disponibles entre États membres et devraient être relativement limités. Cf. DNV GL (2015).

Table des illustrations

Titre Carte 1 : Contribution des énergies renouvelables dans le mix électrique européen en 2030
Légende Source : Fraunhofer IWES (2015) sur la base d’ENTSO-E (2014) et des stratégies nationales.
URL http://books.openedition.org/cirac/docannexe/image/1125/img-1.jpg
Fichier image/jpeg, 184k
Titre Graphique 1 : Niveau des coûts de production moyens d'électricité annualisés (LCOE) de diverses technologies en 2015
Légende Source : Agora Energiewende (2015a). Les écarts sont la conséquence de diverses hypothèses relatives au prix du CO2, aux coûts d’investissement et aux taux d’utilisation des centrales. * CCGT : combined cycle gas turbine ; ** CCS : carbon capture and storage.
URL http://books.openedition.org/cirac/docannexe/image/1125/img-2.jpg
Fichier image/jpeg, 84k
Titre Graphique 2 : Illustration des diverses composantes des « coûts d'intégration »
Légende Source : Agora Energiewende (2015b).
URL http://books.openedition.org/cirac/docannexe/image/1125/img-3.jpg
Fichier image/jpeg, 104k
Titre Graphique 3 : Production éolienne à divers niveaux d'agrégation en Allemagne durant le mois de mai 2030
Légende Source : Fraunhofer IWES (2015). Le profil de production éolien devient moins fluctuant à mesure que la maille géographique s’élargit.
URL http://books.openedition.org/cirac/docannexe/image/1125/img-4.jpg
Fichier image/jpeg, 124k
Titre Graphique 4 : Production et consommation d'électricité dans la région du Centre-Ouest de l'Europe (CWE) durant une semaine de fin d'été 2030
Légende Source : Fraunhofer IWES (2015). Simulation sur la base de l’année météorologique 2011.
URL http://books.openedition.org/cirac/docannexe/image/1125/img-5.jpg
Fichier image/jpeg, 132k
Titre Graphique 5 : Corridor de production nucléaire français en 2030, avec 40 % d'énergies renouvelables, et niveau de production en 2013
Légende Source : Fraunhofer IWES (2015), sur la base d’Agora Energiewende et RTE.
URL http://books.openedition.org/cirac/docannexe/image/1125/img-6.jpg
Fichier image/jpeg, 112k
Titre Graphique 6 : « La falaise nucléaire » : entre 2018 et 2025, 30 GW de capacités nucléaires en France atteindront 40 ans d'exploitation
Légende Source : Agora Energiewende, d’après EDF.
URL http://books.openedition.org/cirac/docannexe/image/1125/img-7.jpg
Fichier image/jpeg, 93k

Auteur

Senior Associate au sein de l’équipe Coopération européenne en matière d’énergie, Agora Energiewende, Berlin

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