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La transition énergétique

 | 
Solène Hazouard
, 
René Lasserre

V – La COP21 et la politique européenne de l'énergie

Le pentagone du marché de l’électricité : une conception pragmatique du marché de l’électricité pour la transition énergétique européenne1

Philipp Litz
Traduction de Marie-Céline Georg

Texte intégral

  • 1 Cet article, rédigé en janvier 2017, est une version abrégée de : Agora Energiewende, The Power Mar (...)
  • 2 Cf. accord de Paris, article 2.1 a).

1Lors du sommet mondial sur le climat qui s'est tenu à Paris en décembre 2015, l'Europe s’est engagée à atteindre l'objectif mondial de limitation du réchauffement climatique « bien en dessous de 2 °C par rapport aux niveaux préindustriels » et à « poursuivre les efforts pour limiter la hausse des températures à 1,5 °C par rapport aux niveaux préindustriels2 ».

  • 3 La tranche 80-95 % a été définie en fonction de l’objectif précédent, contenir le réchauffement cli (...)

2Pour respecter l'accord de Paris, l'Europe doit rester dans la fourchette haute des objectifs de décarbonation définis dans la feuille de route à l'horizon 2050 de l'UE. Spécifiquement, d'ici 2050, elle doit réduire ses émissions globales de gaz à effet de serre (GES) de 95 % par rapport aux niveaux de 19903. Cela ne sera pas possible sans une décarbonations complète du secteur de l'électricité.

3Les choix d'investissement réalisés entre 2015 et 2030 seront cruciaux pour déterminer si le système électrique de l'UE peut connaître une transition en douceur vers la décarbonation totale d'ici 2050. Une transition en douceur nécessite un cadre d'investissement stable. Ce cadre d'investissement, à son tour, initierait un cercle vertueux économique, en créant de nouveaux emplois, en favorisant la croissance et en améliorant la compétitivité.

4Il existe un risque évident que la transition énergétique européenne soit retardée par d'anciens choix d'investissements, par la dépendance au sentier (path dependency) et par des considérations économiques sorties des manuels qui idéalisent le pouvoir de transformation des marchés. Cumulés, ces risques créeraient de coûteux cycles d'arrêt/redémarrage, des effets de verrouillage et des coûts bien plus élevés que nécessaire pour la transition énergétique. Globalement, cela signifie que l'Europe se priverait des avantages économiques d'une révolution énergétique qu'elle a contribué à créer, laissant aux États-Unis, à la Chine et à certaines économies émergentes en croissance rapide les premiers bénéfices, au détriment de la compétitivité européenne et de sa base industrielle.

5Le cadre réglementaire de l'UE, qui détermine les choix d'investissement dans le secteur de l'électricité, peut jouer un rôle clé pour minimiser ces risques. Actuellement, ce cadre s'appuie excessivement sur des principes économiques « d'école », sans apporter la certitude dont les véritables investisseurs ont besoin, tout en donnant trop peu de résultats, trop tard.

6Cet article confronte les approches simplistes actuellement appliquées - spécifiquement celles qui se composent uniquement d'un marché de l'électricité pur (ou « marché energy only ») et d'un système d'échange de quotas d'émission (SEQE) – à une approche pragmatique et constructive, que nous appelons le pentagone du marché de l'électricité. Cette approche vise à maximiser la valeur du marché energy only et du SEQE pendant la période de transition, mais y ajoute trois éléments : (1) des mesures actives pour retirer du système les capacités de production dépourvues de flexibilité et fortement émettrices de carbone ; (2) des mesures visant à générer des flux de recettes stables pour les investissements nécessaires dans de nouvelles capacités de production à base d'énergies renouvelables (qui constitueront l'ossature du futur mix énergétique européen totalement décarboné) ; et (3) des mesures pour préserver l'adéquation du système. Dans cet article, nous expliquons comment les différents éléments du pentagone du marché de l'électricité interagissent, et pourquoi cette approche attirera les investissements nécessaires sur la période 2015-2030, tout en maintenant les coûts à un niveau bas et en assurant la fiabilité du système électrique.

L’Europe sur la voie d’un système énergétique basé sur l’éolien, le solaire et la flexibilité

  • 4 Cf. accord de Paris, article 2.1 a).

7En décembre 2015, à la conférence de Paris sur le climat, l’UE faisait partie de la « coalition ambitieuse » qui a réussi à faire adopter un objectif global contraignant de stabilisation du réchauffement climatique « bien en dessous de 2 °C par rapport aux niveaux préindustriels », et un appel à « poursuivre les efforts pour limiter la hausse des températures à 1,5 ° C par rapport aux niveaux préindustriels4 ».

  • 5 Commission européenne, Impact Assessment Energy Roadmap 2050, Bruxellles, 2011 [SEC(2011) 1565/2].
  • 6 European Climate Foundation, Roadmap 2050. A Practical Guide to a Prosperous, Low-Carbon Europe, Br (...)

8Cela signifie que le secteur de l’électricité devra être totalement décarboné d’ici 2050 au plus tard5,6. Le budget carbone restant en 2050 sera nécessaire pour les secteurs dépourvus du potentiel technique permettant une décarbonation économique, comme l’agriculture ou l’industrie lourde. Afin d’atteindre cet objectif, il faudra réaliser environ la moitié des efforts d’ici 2030, ce qui implique d’importants investissements dans les technologies zéro carbone dans les 15 prochaines années.

  • 7 Voir l’analyse d’impact de la Commission sur un cadre réglementaire pour le climat et l’énergie ent (...)

9L’objectif de l’UE à l’horizon 2030 – générer au moins 27 % de son énergie à partir de sources renouvelables – correspond, d’après la Commission européenne, à une part de 45 à 53 % d’énergies renouvelables dans le secteur de l’électricité7. La part de l’électricité renouvelable pourrait même être supérieure si l’Europe rehaussait son ambition globale pour 2030 en phase avec l’accord mondial de Paris sur le climat.

  • 8 Commission européenne, Rapport sur les progrès accomplis dans le secteur des énergies renouvelables (...)

10Atteindre une part moyenne annuelle de 50 % ou plus d’électricité provenant de sources d’énergie renouvelable (EnR) constitue un formidable défi. Aujourd’hui, la part des EnR dans la production d’électricité en Europe se situe autour de 26 %8. Cela signifie que dans les 15 prochaines années, il faudra approximativement doubler cette part dans les systèmes électriques de toute l’Europe.

  • 9 Depuis l’an 2000, 443 GW de nouvelles capacités de production ont été installés en Europe, dont 58  (...)
  • 10 Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE, Current and Future Cost of Photovoltaics. Long-T (...)

11D’après les tendances actuelles, ce sont les installations photovoltaïques et l’éolien terrestre qui représenteront de loin la majeure partie des nouvelles capacités de production d’énergie renouvelable9. En un mot, ces deux technologies ont gagné la course à la réduction des coûts technologiques. De plus, on attend encore d’importantes baisses des coûts, en particulier pour le photovoltaïque10.

12Cependant, les éoliennes et les panneaux photovoltaïques ne produisent d’électricité que lorsque le vent souffle et que le soleil brille. Ce sont donc des sources d’électricité fluctuantes, qui ne peuvent pas simplement remplacer les infrastructures de charge de base selon un principe strictement proportionnel. La transition vers une part bien plus importante d’EnR fluctuantes aura donc des répercussions sur tout le système : de grandes centrales de production d’électricité feront place à un nombre croissant de technologies décentralisées zéro carbone. Cette évolution aura, à son tour, des conséquences sur les investissements planifiés dans l’infrastructure de réseau, au niveau du transport comme à celui de la distribution. Dans l’ensemble, les systèmes électriques devront devenir plus flexibles, à la fois en termes d’offres d’approvisionnement et de satisfaction de la demande.

13En outre, l’essentiel du parc de centrales d’Europe a été construit avant la libéralisation et l’intégration transfrontalière des marchés électriques européens. Aujourd’hui, plus de 70 % des centrales électriques conventionnelles en Europe ont plus de 30 ans. En considérant une durée de vie prévue de 40 ans pour les centrales à gaz, 40-50 ans pour les centrales à houille et 50 ans pour les centrales au lignite et les centrales nucléaires, cela signifie qu’une grande partie du parc européen arrivera en fin de vie dans les 15 prochaines années. Bien avant l’expiration de ce délai, c’est-à-dire essentiellement dans la décennie à venir, les entreprises de services publics devront décider si elles veulent moderniser ces centrales, les remplacer par des capacités de production à émissions de carbone faibles ou nulles, ou investir dans l’usage intelligent et efficace d’installations de moindre capacité.

14En prenant ces deux aspects en compte, d’un point de vue décisionnel, il est donc économiquement pertinent d’assouplir le système électrique en améliorant la flexibilité du parc européen de centrales électriques, tout en mettant en service une part croissante de capacités renouvelables variables. Dans le cas contraire, si l’augmentation de la part des énergies renouvelables ne s’accompagne pas d’une évolution du système vers un bouquet de capacités de production plus flexible et qualitativement différent, les conséquences économiques seront négatives pour la société.

Pourquoi il ne suffit pas de renforcer le marché energy only et le SEQE pour réussir la transition énergétique dans l’UE

15Les partisans d’une approche harmonisée de la politique climatique et énergétique dans l’UE affirment que la transition énergétique européenne devrait reposer sur deux éléments principaux : un marché de l’électricité pur renforcé et un système d’échange de quotas d’émission (SEQE) renforcé. Ils affirment que ces deux instruments offrent le moyen le plus rentable pour effectuer une transition fiable vers un système énergétique à faibles émissions de carbone. De plus, les instruments additionnels perturbent le fonctionnement efficace des marchés et devraient être éliminés le plus vite possible.

  • 11 Ces modèles reposent notamment sur les hypothèses suivantes : une anticipation sans faille, une dem (...)

16Nous allons maintenant présenter la base théorique de ces opinions. Nous montrerons ensuite pourquoi, parce qu’elles reposent sur des principes économiques simplistes et idéalisés11, ce sont des réflexions à courte vue. Nous pensons que la foi dans cette approche présente un très haut risque de dérapage dans la progression vers une décarbonation rentable, ce qui aurait des répercussions négatives graves sur le leadership industriel et technologique de l’Europe ainsi qu’un impact négatif sur l’emploi, la croissance et la compétitivité.

Marché energy only et SEQE : des principes économiques purement livresques

  • 12 Au sujet des marchés energy only, voir par exemple : Michael Caramanis, « Investment Decisions and (...)
  • 13 Les derniers chiffres de Bloomberg New Energy Finance (BNEF) montrent une baisse des investissement (...)

17On ne manque pas de littérature sur le fonctionnement des marchés énergétiques purs et sur la bonne conception des systèmes d’échange de quotas d’émission12. Toutefois, au moins dans l’UE, la combinaison du marché energy only et du SEQE s’est montrée jusqu’à présent incapable de stimuler l’investissement dans un système énergétique d’avenir, sans carbone et diversifié13. Afin de comprendre les raisons de cet échec, il semble utile de commencer par exposer les principes théoriques de ces affirmations.

Affirmation 1 : en l’absence de distorsion, les marchés energy only assurent suffisamment de revenus et d’incitations pour de nouveaux investissements dans tous les types de technologies de production d’électricité et de réponse à la demande.

  • 14 Laurens de Vries, The Instability of Competitive Energy-Only Electricity Markets, [s.e.], [s.l.], 2 (...)

18La conclusion théorique que les marchés energy only assurent suffisamment de revenus pour les nouveaux investissements ne tient que dans certaines conditions et sous certaines hypothèses. Premièrement, la demande doit être élastique par rapport au prix, c’est-à-dire que les consommateurs d’électricité doivent réduire leur consommation lorsque les prix augmentent sur le marché de l’électricité. Spécifiquement, une demande élastique par rapport au prix facilite l’équilibre du marché (c’est-à-dire la correspondance entre l’offre et la demande) lorsque l’offre est saturée, en générant ce qu’on appelle un prix de pénurie. Les consommateurs disposés à payer moins que le prix d’équilibre du marché vont retarder ou réduire leur consommation d’électricité à ces moments-là, ce qui permet d’éviter les délestages involontaires (baisses de tension, coupures localisées). En retour, les prix atteindront des niveaux plutôt élevés pendant ces quelques heures, ce qui facilitera le recouvrement total des coûts pour toutes les technologies. En plus de l’élasticité de la demande par rapport au prix, il faut remplir les conditions d’une anticipation sans faille et d’une concurrence parfaite pour que le marché energy only donne des résultats efficaces14. Dans ces conditions, il est possible d’éviter les cycles d’expansion-récession (alternances répétées de surinvestissement et sous-investissement).

19En théorie, les investissements dans des centrales dites « de pointe » sont vitaux. En effet, ces centrales fonctionnent pendant quelques heures seulement, à des moments où la consommation est élevée et la production d’énergies renouvelables faible. Or les centrales de pointe nécessitent des prix de l’électricité élevés (prix dits de pénurie) pendant leurs (rares) heures de fonctionnement afin de permettre un recouvrement total des coûts (y compris les investissements initiaux).

20À l’avenir, l’électricité sera principalement produite par des actifs renouvelables et à faibles émissions de carbone. Quelle que soit la combinaison technologique spécifique, cela représentera un défi supplémentaire parce que les énergies renouvelables, spécifiquement l’éolien et le photovoltaïque, se caractérisent par des coûts d’investissement relativement élevés et des coûts marginaux relativement bas, voire nuls. Ces sources sont généralement en fonctionnement lorsque les prix de gros sont bas, et elles ne tirent parti de prix élevés que de manière très limitée. Elles sont donc plus vulnérables que les sources conventionnelles aux prix de pénurie stochastiques.

21En théorie, l’absence de distorsion sur les marchés de l’électricité devrait assurer le recouvrement total des coûts pour les technologies renouvelables, pour les technologies d’approvisionnement résiduel à faibles émissions de carbone et pour les adaptations de la demande, à condition que le SEQE définisse un prix du carbone suffisamment élevé pour refléter l’importance des réductions d’émissions nécessaires.

Affirmation 2 : les systèmes d’échange de quotas d’émission peuvent favoriser une décarbonation rentable du système électrique en définissant un plafond d’émissions contraignant et décroissant.

  • 15 Ce prix peut résulter d’un système d’échange de quotas d’émission ou d’une taxe carbone. Ci-après, (...)

22Selon les théories livresques, le marché energy only orientera également les investissements vers les options à émissions de carbone faibles ou nulles, à condition que le coût de ces émissions, auparavant externalisé, soit internalisé15. Le montant de ce surcoût reflète le niveau « socialement responsable » d’émissions de carbone qui est possible pour les secteurs économiques relevant du système d’échange de quotas. Idéalement, ce plafond est cohérent avec la réduction des émissions à long terme nécessaire pour atteindre les objectifs à long terme de lutte contre le réchauffement climatique.

23Le plafond d’émissions déclenche une pénurie de quotas d’émission, ce qui entraîne la fixation d’un prix pour les certificats d’émission, qui à son tour encourage les mesures de réduction (lesquelles ont un coût). Le prix des certificats va pousser le marché à privilégier les technologies à faibles émissions de carbone par rapport aux technologies fortement émettrices et, théoriquement, faciliter une réduction rentable des émissions de CO2, puisque les investissements seront réalisés là où le coût marginal de réduction d’une quantité donnée d’émissions sera le plus faible.

24Le prix des certificats orientera la répartition des ressources existantes, en favorisant l’usage accru des centrales à faibles émissions de carbone tout en encourageant l’investissement dans les nouvelles technologies à faibles émissions de carbone ainsi que la fermeture des infrastructures très polluantes. De fait, le SEQE devrait permettre la transition des installations conventionnelles fortement émettrices vers les moins émettrices, et des sources fossiles vers les énergies renouvelables zéro carbone.

25Comme le marché energy only, le SEQE théorique repose sur la certitude des acteurs du marché : ils doivent avoir confiance dans la stabilité du cadre réglementaire et dans le fait que le plafond d’émissions va progressivement baisser.

Les failles du marché energy only et du SEQE dans le monde réel

  • 16 BNEF, Clean Energy Investment : Q4 2015 Factpack, New York, 2016.

26Les chiffres récents sur les investissements mondiaux dans les énergies renouvelables montrent des niveaux en baisse en Europe, tandis qu’ils augmentent partout ailleurs16. Ce fait, à lui seul, devrait nous encourager à considérer honnêtement les mérites et les failles du marché energy only et du SEQE en tant qu’outils de la décarbonation en Europe.

27À notre avis, le fait de s’appuyer sur des solutions inspirées de principes économiques simplistes causera certainement l’échec des efforts de décarbonation, et ce pour au moins six raisons :

    • 17 Cf. l’ouvrage précurseur de Douglass C. North : Institutions, Institutional Change and Economic Per (...)
    • 18 Par exemple, le charbon a été crucial pour la révolution industrielle en Allemagne, au Royaume-Uni (...)
    • 19 Agency for the Cooperation of Energy Regulators (ACER)/Council of European Energy Regulators (CEER) (...)

    la dépendance au sentier : les marchés sont des constructions sociales. Dans la vie réelle, ils reflètent les imperfections et les contraintes des trajectoires imposées par les choix antérieurs17. L’évolution historique du mix énergétique dans les États membres est l’une des contraintes spécifiques qui limitent l’action de la politique climatique et énergétique en Europe. En matière de système énergétique, les choix du passé ont été effectués sans tenir compte d’objectifs climatiques18. De plus, les marchés de l’électricité dans l’UE n’ont été que partiellement libéralisés et intégrés19. Par conséquent, le système électrique actuel dans la plupart des pays d’Europe se caractérise par un excès de capacités de production et une part importante d’infrastructures de charge de base dépourvues de flexibilité. Ces deux aspects constituent un défi majeur pour la transition vers un système énergétique de marché ;

  • l’incertitude : la logique théorique des investissements déterminés par le marché energy only et le SEQE néglige une caractéristique importante des marchés réels, l’incertitude. Un certain niveau d’incertitude est tout simplement une donnée dans tout marché, et ne représente pas forcément un inconvénient. Cependant, en fonction de la nature de l’incertitude, celle-ci peut constituer un obstacle dans des marchés supposés contribuer à atteindre des objectifs politiques, comme c’est le cas des marchés de l’énergie et du carbone en Europe. L’incertitude se traduit par un risque lorsque l’impact économique d’événements incertains peut être calculé. La gestion des risques est une activité économique de base. Du point de vue des acteurs du marché, il y a des risques contre lesquels on peut se prémunir à l’intérieur du cadre existant, et d’autres contre lesquels il est impossible de se protéger (par exemple, les changements futurs des règles du marché), ou bien à un coût prohibitif ;

    • 20 Les réserves de capacité ou les réserves stratégiques répondent aux inquiétudes politiques sur l’ap (...)

    le risque réglementaire : un système électrique fiable et sûr est d’une grande importance pour toute économie. Pour cette raison, la fiabilité du système électrique est souvent considérée comme un bien public. Même si, théoriquement, un marché energy only peut encourager de nouveaux investissements et assurer la fiabilité du système, de nombreux responsables politiques et organes de régulation semblent douter de l’efficacité du marché energy only. En pratique, la baisse des marges de réserve des systèmes électriques a déclenché un débat sur la nécessité de favoriser des investissements supplémentaires pour « garder les lumières allumées », que ce soit par des marchés de capacité à part entière ou des approches « filet de sécurité » telles que des réserves de capacité ou des réserves stratégiques20. Dans la plupart des États membres de l’UE, un ou plusieurs de ces instruments ont déjà été mis en œuvre. L’introduction de ces instruments et le débat public dont ils font l’objet ont accru l’incertitude chez les acteurs du marché, ce qui a réduit les probabilités d’investissements de marché dans de nouvelles capacités ;

    • 21 Cf., par exemple, Agora Energiewende, The Integration Cost of Wind and Solar Power, Berlin, 2015, e (...)

    la valeur de marché de l’éolien et du photovoltaïque : le milieu scientifique est engagé dans un débat intense concernant les prix de marché de l’électricité que peuvent atteindre les installations à base d’EnR pendant les heures auxquelles elles produisent, lorsque le système électrique dispose d’une forte proportion d’énergies renouvelables variables21. Audelà des arguments théoriques, il semble qu’une part accrue d’énergies renouvelables variables est associée à une chute des revenus de marché pour chaque kilowattheure d’électricité produite par ces EnR variables. De plus, lorsque la part des EnR dans la production électrique est élevée, le prix marginal du marché de gros va être de plus en plus souvent déterminé par l’électricité renouvelable et nucléaire, et non par les centrales à combustibles fossiles relevant du SEQE. Pendant ces heures, le SEQE ne contribuera donc pas au prix de marché obtenu par les producteurs d’électricité à base d’EnR ;

    • 22 Parlement européen, Conseil de l’Union européenne, « Décision (UE) 2015/1814 du Parlement européen (...)

    l’offre excédentaire dans le SEQE : depuis plusieurs années, le SEQE connaît systématiquement un excédent d’offre. Le surplus actuel s’établit à environ 2 milliards de quotas d’émission. Dans ce contexte, les législateurs européens ont récemment modifié le SEQE en créant une « réserve de stabilité de marché » (RSM)22. L’objectif principal de cette RSM est de mieux protéger le SEQE contre les chocs externes tels qu’une crise économique. Cependant, les projections suggèrent que la RSM sera incapable de réduire substantiellement l’offre excédentaire avant la fin des années 2020. Ainsi, même s’il s’agit d’un instrument économiquement efficace en théorie, dans le monde réel, le SEQE donnera des résultats trop faibles et trop tardifs, malgré les récentes propositions de réforme ;

  • la non-acceptation de prix du CO2 suffisamment élevés : une réduction plus rapide et plus radicale de l’excédent d’offre pourrait faire augmenter les prix plus vite. Cependant, considérant l’historique du SEQE à ce jour, et étant donné l’anxiété des décideurs politiques vis-à-vis des risques de fuite de carbone ou les inquiétudes sur une possible désindustrialisation de l’Europe, il est peu probable que l’on atteigne des prix de quotas suffisamment élevés dans un avenir proche.

Le pentagone du marché de l’électricité

  • 23 Edith Bayer, Efficiency First : Key Points for the Energy Union Communication [en ligne], Regulator (...)

28Dans ce contexte de dépendance au sentier, d’incertitudes fondamentales sur la dynamique du marché, et de signaux d’investissements insuffisants émanant du SEQE, nous envisageons cinq éléments (détaillés ci-dessous) comme des parties importantes d’un marché de l’électricité post-2020 cohérent avec le triple objectif de décarbonation totale du système électrique d’ici 2050, tout en garantissant la sécurité de l’approvisionnement et un coût de transition réduit. Ensemble, ces cinq éléments forment le pentagone du marché de l’électricité. Nous considérons ici ce pentagone comme faisant partie intégrante du premier principe de « l’efficacité énergétique », un principe systématique consistant à donner la priorité aux investissements dans les ressources génératrices d’efficacité à chaque fois qu’elles coûteraient moins cher ou rapporteraient plus que l’investissement dans toute autre source de fourniture d’énergie ou infrastructure disponible23.

Élément 1 : les marchés de l’électricité purs et les marchés d’équilibre gèrent le défi de la flexibilité en pilotant l’offre et la demande

29Actuellement, les marchés de l’électricité en Europe sont des marchés énergétiques purs. Les fournisseurs et les consommateurs échangent des kilowattheures, c’est-à-dire des quantités spécifiques d’énergie à un moment donné. Le prix de l’électricité sur les marchés de gros est déterminé en triant les offres de production de la moins chère à la plus chère, et en les croisant avec les enchères de demande. Avec ce mécanisme de classement « par ordre de mérite », les centrales électriques ayant les coûts de fonctionnement les plus faibles sont employées d’abord, puis celles dont le coût de fonctionnement est plus élevé. Tant qu’il existe un surplus de production, les prix correspondent au coût de fonctionnement (ou au coût marginal) de la centrale la plus chère en service dans le système.

30Pour relever les défis du monde réel sur les marchés actuels de l’électricité en transition, il est crucial d’adapter ces marchés à la flexibilité. Pour cela il faudrait :

  • coupler les marchés de l’énergie et les rendre plus rapides pour améliorer l’efficacité de la flexibilité ;

  • relier des segments de marché à court terme pour atteindre des prix de marché reflétant la valeur de l’énergie en temps réel ;

  • améliorer la prédictibilité des prix de pénurie pour réduire les risques, soutenir des investissements efficaces et contribuer à la fiabilité ;

  • créer des règles du jeu équitables pour la flexibilité du côté de la demande et de l’offre afin de réduire les coûts totaux et de maximiser la fiabilité.

  • 24 Matthias Buck, Michael Hogan, Christian Redl, The Market Design Initiative and Path Dependency : Sm (...)

31Bien que les changements de conception du marché décrits ci-dessus soient des préalables importants à un système énergétique plus flexible et plus rentable, ils n’auront d’effet que si les prix du marché de l’électricité sont suffisamment élevés pour rendre économiquement valables les options de flexibilité du côté de l’offre ou de la demande. À l’heure actuelle, les prix de gros du marché de l’électricité en Europe sont inhibés par les surcapacités et la part élevée d’infrastructures de charge de base sans flexibilité, utilisant du charbon bon marché24. La mise hors service active des centrales anciennes, non flexibles et fortement émettrices de carbone devrait donc être un élément important de la conception du marché post-2020 (cf. élément 3 ci-après). La valeur de marché des capacités de production flexibles et peu émettrices serait en outre accrue par le renforcement du SEQE (cf. élément 2).

Elément 2 : le SEQE devrait fournir un prix moyen stable du carbone, et interagir intelligemment avec les politiques relatives aux énergies renouvelables, à l'efficacité et au retrait ciblé d'anciennes centrales

  • 25 Commission européenne, « Transformer le système énergétique européen — Le paquet d’été de la Commis (...)

32Le SEQE est souvent considéré comme « l’outil phare » de la politique climatique européenne25. Son importance est mise en évidence par le simple fait qu’il couvre 45 % des émissions de gaz à effet de serre de l’UE. Cependant, comme nous l’avons montré plus haut, le SEQE donne actuellement de mauvais résultats et ne fournira probablement pas un signal prix suffisant et stable pour les investissements dans des capacités à faibles émissions ou zéro carbone avant au moins 2030.

  • 26 OCDE/Banque mondiale, The FASTER Principles for Successful Carbon Pricing, Paris/Washington, 2015 ; (...)

33Ces dernières années, les recherches sur les différentes politiques climatiques26 ont montré que les systèmes d’échange de quotas d’émission ne devraient pas être considérés comme la « solution universelle » qui disqualifie tous les autres instruments de politique climatique (comme les manuels d’économie le suggéreraient). Ils devraient plutôt être vus comme un outil de politique climatique qui doit être complété par d’autres instruments, comme les normes sur l’efficacité énergétique ou une réglementation sur la mise hors service des installations à fortes émissions de carbone.

34Ainsi, le rôle du SEQE dans les politiques climatiques européennes devrait être redéfini comme suit :

  • le SEQE n’est pas le bon instrument pour favoriser des installations zéro carbone comme les énergies renouvelables, ni pour éliminer totalement du système les centrales au lignite fortement émettrices, car cela nécessiterait actuellement des prix du carbone supérieurs à 60 euros la tonne de CO2, ce qui ne semble ni réaliste politiquement ni souhaitable, au vu des effets négatifs potentiels d’un tel prix sur une industrie à haute intensité énergétique ;

  • le principal rôle du SEQE dans le secteur de l’énergie devrait être de fournir un prix pertinent du carbone facilitant la transition du mix énergétique des combustibles fossiles fortement émetteurs vers des combustibles fossiles émettant moins de carbone. Au prix actuel du charbon et du gaz, un prix du CO2 autour de 30 euros la tonne devrait suffire à atteindre cet objectif ;

  • le plafond du SEQE devrait s’articuler intelligemment avec les objectifs de réduction des émissions de carbone visés par les autres instruments de politique climatique qui affectent le secteur du SEQE, c’est-à-dire les tarifs de rachat, les mesures d’efficacité énergétique et les instruments de retrait ciblé d’anciennes centrales. Ainsi, toute réduction des émissions de CO2 dépassant les prévisions doit être déduite du plafond afin de préserver l’efficacité économique et l’intégrité environnementale de ce plafond ;

  • en tant qu’instrument agissant au niveau de l’UE, le SEQE devrait interagir avec les instruments nationaux de politique climatique et favoriser leur action. Afin d’avoir un effet positif sur le climat mondial, les réductions d’émissions supplémentaires venant de ces actions nationales doivent se traduire dans le SEQE par une réduction du plafond global.

Élément 3 : retrait ciblé – mise hors service active des anciennes centrales dépourvues de flexibilité et fortement émettrices de carbone

  • 27 Matthias Buck, Michael Hogan, Christian Redl, The Market Design Initiative and Path Dependency : Sm (...)

35La transition énergétique européenne nécessite le déploiement à grande échelle d’énergies renouvelables. Mais pour qu’elle soit rentable, l’adoption des énergies renouvelables doit aller de pair avec une transition plus large du système vers un bouquet de capacités de production beaucoup plus flexible et qualitativement différent. Pour que l’Europe puisse réussir une décarbonation rentable, il faudra une volonté politique et l’engagement à s’affranchir de la dépendance au sentier créée par les investissements antérieurs dans des capacités de production dépourvues de flexibilité et fortement polluantes27.

36Étant donné que chaque État membre a le droit de déterminer son propre mix énergétique, c’est aux gouvernements nationaux qu’il revient principalement de mettre en œuvre une politique active de retrait des anciennes centrales non flexibles et fortement polluantes. Après l’accord historique sur le climat adopté à Paris, plusieurs États membres ont envisagé d’accélérer leur sortie du charbon, notamment le Royaume-Uni, l’Allemagne, les Pays-Bas et le Danemark.

37Toutefois, ces réflexions doivent impérativement envisager la manière dont les politiques nationales s’articulent avec les règles applicables au niveau européen, et comment elles pourraient être complétées utilement par une action au plan européen. Dans la sous-partie précédente sur le SEQE, nous avons déjà expliqué comment la possibilité d’un mécanisme d’annulation des excédents de quotas d’émission résultant des actions nationales supplémentaires accroîtrait la capacité de ces initiatives à apporter une contribution notable à la protection du climat. Cependant, le retrait actif des anciennes centrales de charge de base, non flexibles et fortement émettrices de carbone, faciliterait l’intégration d’une part accrue d’énergies renouvelables dans le système électrique, ce qui rendrait plus efficaces les réformes portant sur la conception du marché présentées ci-dessus, tout en contribuant à maintenir la transition énergétique européenne sur une trajectoire rentable en termes de coût du système.

Élément 4 : assurer des revenus de marché stables pour les nouveaux investissements dans l'électricité à base d’EnR

38Dans les discussions sur le cadre climatique et énergétique à l’horizon 2030, on affirme fréquemment que d’ici 2020, les technologies renouvelables matures seront capables d’être économiquement autonomes et généreront suffisamment de revenus sur le marché de l’électricité pur. Comme nous l’avons montré, une analyse des réalités du marché de l’électricité contredit cette opinion.

39C’est pourquoi nous considérons que le dogme selon lequel les énergies renouvelables n’auront plus besoin de soutien après 2020 n’est pas raisonnable, d’un point de vue analytique et politique. En outre, il est également inutile de prédire un financement des EnR par le marché après 2020, car l’évolution vers un système d’appels d’offres concurrentiels pour les nouvelles capacités de production à base d’EnR signifie que les marchés montreront quand et où les conditions d’une rentabilité de marché totale des investissements dans les projets d’énergies renouvelables seront remplies, et où une certaine stabilisation des revenus sera nécessaire et dans quelle mesure.

40Le cadre européen de lois, règlements et mesures relatifs à l’énergie renouvelable est important afin de donner aux investisseurs assez de confiance et de stabilité pour qu’ils investissent dans les capacités de production à base d’EnR en Europe. Une situation stable et fiable est considérée comme un risque moindre, ce qui se traduit par un coût moindre pour les promoteurs de projets et un plus faible taux de rentabilité nécessaire pour amortir les investissements. Ce dernier point signifie que, pour le même prix de l’électricité, les projets à faible risque auront besoin d’une aide moins élevée ou nulle pour combler les éventuelles lacunes de revenus.

Élément 5 : préserver l'adéquation du système

41Le faible niveau des prix de gros et les revenus insuffisants pour tous les types de ressources sont souvent considérés comme des signes annonciateurs d’une pénurie de capacités plutôt que d’une réduction bienvenue des surcapacités. C’est une inquiétude majeure dans les débats sur les moyens de préserver l’adéquation du système.

42Comme nous l’avons montré, la transition énergétique européenne doit s’appuyer sur une combinaison toujours plus flexible de ressources afin de suivre une trajectoire rentable. Préserver l’adéquation du système va devenir de plus en plus une question évolutive : il ne s’agit plus seulement de combien de capacités on a besoin, mais de quel type de capacités.

43Pour démontrer la nécessité de mesures destinées à préserver l’adéquation du système :

  • un pilier de cet élément est le fait que l’adéquation du système est évaluée au niveau régional transfrontalier pour des raisons de rentabilité et de fiabilité ;

  • en plus des efforts constants pour améliorer la méthodologie des évaluations d’adéquation du système au plan régional, la régionalisation de cette surveillance doit faire l’objet d’un débat pour éviter les préjugés potentiels dans les perspectives nationales ;

  • enfin, il devrait être impératif d’évaluer l’adéquation du système à une échelle régionale avant d’introduire des programmes de subventionnement des capacités de production nationales.

44Les objectifs de l’UE en matière de lutte contre le réchauffement climatique exigent une décarbonation totale du secteur électrique européen d’ici 2050 au plus tard. Surtout, la réussite du sommet sur le climat à Paris en décembre 2015 démontre que l’Europe n’est pas seule dans cette entreprise.

45Comme nous l’avons montré dans cet article, l’énergie éolienne et le solaire photovoltaïque assureront l’ossature du futur système énergétique zéro carbone de l’UE. La raison en est évidente : même en incluant leur coût d’intégration, ces sources d’énergie sont moins chères que toute autre nouvelle technologie zéro carbone. Pour que l’intégration progressive des parts croissantes d’électricité renouvelable fluctuante soit rentable, le système électrique doit réagir avec flexibilité, du côté de l’offre et de la demande, aux schémas plus variables de production de l’électricité éolienne et photovoltaïque.

46Les recherches menées sur une trajectoire de transition rentable montrent qu’il est possible d’accroître la flexibilité du système électrique à des coûts nettement inférieurs, si la part des ressources non flexibles décroît pendant que celle des ressources flexibles augmente.

47Cette conclusion simple met en lumière les signaux d’investissement donnés par les marchés de l’électricité en Europe. Les données statistiques sur l’évolution du mix de production européen et les chiffres récents sur les schémas d’investissement dans les énergies renouvelables suggèrent que l’approche actuelle de l’UE vers une décarbonation axée sur le marché ne fonctionne pas comme elle le devrait. Une grande partie des défauts du cadre actuel sont imputables à des solutions reposant sur une approche économique simpliste, composée d’un marché energy only et du SEQE. Dans cet article, nous avons expliqué les hypothèses essentielles qui sous-tendent cette approche et démontré pourquoi elle ne donnera que des résultats trop faibles et trop tardifs.

48À l’opposé, nous proposons de bâtir la transition énergétique européenne sur un pentagone du marché de l’électricité, à partir du premier principe de l’efficacité énergétique. Cette approche pragmatique et constructive pourrait effectivement maximiser la valeur du marché energy only et du SEQE existant, mais en lui ajoutant trois éléments : (i) le retrait ciblé des anciennes centrales dépourvues de flexibilité et polluantes, (ii) des mesures assurant des revenus de marché stables pour les nouveaux investissements dans les EnR, et (iii) des mesures pour préserver l’adéquation du système.

Notes

1 Cet article, rédigé en janvier 2017, est une version abrégée de : Agora Energiewende, The Power Market Pentagon – A Pragmatic Power Market Design for Europe’s Energy Transition, Berlin, 2016.

2 Cf. accord de Paris, article 2.1 a).

3 La tranche 80-95 % a été définie en fonction de l’objectif précédent, contenir le réchauffement climatique à moins de 2 °C. Cf. Commission européenne, Feuille de route vers une économie compétitive à faible intensité de carbone à l’horizon 2050, Bruxelles, 8 mars 2011 [COM(2011) 112 final].

4 Cf. accord de Paris, article 2.1 a).

5 Commission européenne, Impact Assessment Energy Roadmap 2050, Bruxellles, 2011 [SEC(2011) 1565/2].

6 European Climate Foundation, Roadmap 2050. A Practical Guide to a Prosperous, Low-Carbon Europe, Bruxelles, 2010 ; Commission européenne, Feuille de route pour l’énergie à l’horizon 2050, Bruxelles, 2011 [COM(2011) 885 final].

7 Voir l’analyse d’impact de la Commission sur un cadre réglementaire pour le climat et l’énergie entre 2020 et 2030 (Commission européenne, A Policy Framework for Climate and Energy in the Period from 2020-2030, Bruxelles, 22/01/2014 [SWD(2014) 15 final]) pour connaître les scénarios compatibles avec une réduction de 40 % des émissions de GES. Il convient de noter que l’investissement nécessaire dans les énergies renouvelables dépend des objectifs d’efficacité énergétique ; cf. Edith Bayer, Efficiency First : Key Points for the Energy Union Communication [en ligne], Regulatory Assistance Project (RAP), Bruxelles, 2015. Disponible sur : http://www.raponline.org/knowledge-center/efficiency-first-key-points-for-the-energy-union-communication/[consultéle14/03/2017].

8 Commission européenne, Rapport sur les progrès accomplis dans le secteur des énergies renouvelables, Bruxelles, 2015 [COM(2015) 293 final].

9 Depuis l’an 2000, 443 GW de nouvelles capacités de production ont été installés en Europe, dont 58 % d’EnR, principalement éolienne et solaire (European Wind Energy Association, Wind in Power : 2015 European Statistics, Bruxelles, 2016). À l’horizon 2050, les scénarios inclus dans la feuille de route de l’UE sur l’énergie montrent que la part de l’énergie éolienne et du photovoltaïque pourrait atteindre 67 % du mix électrique (Commission européenne, Impact Assessment Energy Roadmap 2050, Bruxelles, 2011 [SEC(2011) 1565/2]). Cette tendance vaut non seulement pour l’Europe, mais aussi pour le reste du monde (cf. par exemple International Renewable Energy Agency (IRENA), Renewable Energy Capacity Statistics 2015, Masdar City, 2016).

10 Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE, Current and Future Cost of Photovoltaics. Long-Term Scenarios for Market Development, System Prices and LCOE of Utility-Scale PV Systems, Fribourg-en-Brisgau, 2015 [Étude réalisée pour le compte d’Agora Energiewende].

11 Ces modèles reposent notamment sur les hypothèses suivantes : une anticipation sans faille, une demande élastique par rapport au prix et une concurrence parfaite, ainsi que l’internalisation complète du coût externe des émissions de carbone.

12 Au sujet des marchés energy only, voir par exemple : Michael Caramanis, « Investment Decisions and Long-Term Planning Under Electricity Spot Pricing », IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems, vol. 101, no 12, 1982, p. 4640-4648 ; Michael Crew, Chitru Fernando, Paul Kleindorfer, « A Theory of Peak Load Pricing : A Survey », Journal of Regulatory Economics, no 8, 1995, p. 215-248.

13 Les derniers chiffres de Bloomberg New Energy Finance (BNEF) montrent une baisse des investissements dans les énergies renouvelables uniquement en Europe, et une croissance parfois forte ailleurs dans le monde (BNEF, Clean Energy Investment : Q4 2015 Factpack, New York, 2016).

14 Laurens de Vries, The Instability of Competitive Energy-Only Electricity Markets, [s.e.], [s.l.], 2003.

15 Ce prix peut résulter d’un système d’échange de quotas d’émission ou d’une taxe carbone. Ci-après, nous nous référerons uniquement au SEQE. Il convient de noter que la théorie définit un prix du carbone dans tous les secteurs.

16 BNEF, Clean Energy Investment : Q4 2015 Factpack, New York, 2016.

17 Cf. l’ouvrage précurseur de Douglass C. North : Institutions, Institutional Change and Economic Performance, Cambridge University Press, Cambridge, 1990.

18 Par exemple, le charbon a été crucial pour la révolution industrielle en Allemagne, au Royaume-Uni et dans d’autres pays.

19 Agency for the Cooperation of Energy Regulators (ACER)/Council of European Energy Regulators (CEER), ACER/CEER – Annual Report on the Results of Monitoring the Internal Electricity and Natural Gas Markets in 2014, Ljubljana/Bruxelles, 2015.

20 Les réserves de capacité ou les réserves stratégiques répondent aux inquiétudes politiques sur l’aptitude du marché energy only à construire des capacités suffisantes. Elles ne réduisent pas les risques que les capacités restantes au sein du marché energy only puissent générer un risque de dérive : au fil du temps, la taille des réserves devient de plus en plus importante à cause du manque d’investissements déterminés par le marché.

21 Cf., par exemple, Agora Energiewende, The Integration Cost of Wind and Solar Power, Berlin, 2015, et les références qui y figurent ; Lion Hirth, « The Market Value of Variable Renewables », Energy Economics, no 38, 2013, p. 218-236 ; Michael Hartner et al., « East to West – The Optimal Tilt Angle and Orientation of Photovoltaic Panels from an Electricity System Perspective », Applied Energy, vol. 160, 2015, p. 94-107.

22 Parlement européen, Conseil de l’Union européenne, « Décision (UE) 2015/1814 du Parlement européen et du Conseil du 6 octobre 2015 concernant la création et le fonctionnement d’une réserve de stabilité du marché pour le système d’échange de quotas d’émission de gaz à effet de serre de l’Union et modifiant la directive 2003/87/CE », Journal officiel de l’Union européenne, L 264, 9 octobre 2015, p 1-5.

23 Edith Bayer, Efficiency First : Key Points for the Energy Union Communication [en ligne], Regulatory Assistance Project (RAP), Bruxelles, 2015. Disponible sur : http://www.raponline.org/knowledgecenter/efficiency-first-key-points-for-the-energy-union-communication/[consultéle14/03/2017].

24 Matthias Buck, Michael Hogan, Christian Redl, The Market Design Initiative and Path Dependency : Smart Retirement of Old, High-Carbon, Inflexible Capacity as a Prerequisite for a Successful Market Design, Agora Energiewende/RAP, Berlin/Bruxelles, 2015.

25 Commission européenne, « Transformer le système énergétique européen — Le paquet d’été de la Commission européenne ouvre la voie » [en ligne], Commission européenne - Base de données des communiqués de presse, no IP/15/5358, 15 juillet 2015, 3 p. Disponible sur : http://europa.eu/rapid/press-release_IP-15-5358_fr.htm[consultéle14/03/2017].

26 OCDE/Banque mondiale, The FASTER Principles for Successful Carbon Pricing, Paris/Washington, 2015 ; Christina Hood, Managing Interactions Between Carbon Pricing and Existing Energy Policies : Guidance for Policymakers, Agence internationale de l’énergie, Paris, 2013 ; Richard Schmalensee, Robert Stavins, Lessons Learned from Three Decades of Experience With Cap-and-Trade, Harvard Kennedy School, Cambridge, 2015 (Faculty Research Working Paper Series) ; Felix Matthes, Greenhouse Gas Emissions Trading and Complementary Policies. Developing a Smart Mix for Ambitious Climate Policies, Öko-Institut, Berlin, 2010.

27 Matthias Buck, Michael Hogan, Christian Redl, The Market Design Initiative and Path Dependency : Smart Retirement of Old, High-Carbon, Inflexible Capacity as a Prerequisite for a Successful Market Design, Agora Energiewende/RAP, Berlin/Bruxelles, 2015.

Auteur

Chargé de mission Lutte contre le réchauffement climatique, données et outils, Agora Energiewende, Berlin

Marie-Céline Georg (Traducteur)

© CIRAC, 2017

Conditions d’utilisation : http://www.openedition.org/6540

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