La diversité des politiques énergétiques européennes

Si nombre de pays de l’Union Européenne se sont engagés dans la mutation de leur système énergétique, tous prennent une direction différente. Derrière les dénominations propres, ce sont des objectifs spécifiques qui sont poursuivis, ce sont des mix énergétiques initiaux particuliers qu’il faut faire évoluer, ce sont enfin des moyens financiers et industriels inégaux qui peuvent être mis à contribution.
L’Energiewende allemand (littéralement le « tournant énergétique »), la Sostenibilidad Energetica espagnole ou encore le Climate Change Bill britannique sont donc des initiatives singulières, qui, si elles ne sont pas davantage coordonnées, sont susceptibles d’induire des conséquences regrettables sur le système électrique européen. Autant d’expériences à méditer, afin d’identifier les atouts et les faiblesses inhérentes à ces différentes approches, ainsi que leurs impacts respectifs sur le système électrique européen et sur le fonctionnement des marchés.

Le « tournant énergétique » allemand

Fruit de l’adoption de l’Energikonzept en septembre 2010 et de la décision soudaine des pouvoirs publics allemands, après la catastrophe de Fukushima, de renoncer à toute production d’origine nucléaire d’ici à 2022, l’Energiewende constitue une mutation considérable du système énergétique outre-Rhin. Les principaux objectifs qui ont été définis par cette politique sont les suivants [1] :

Si les observateurs sont divisés sur le caractère atteignable ou non de ces objectifs, un certain nombre d’entre eux soulignent que, pour que le virage énergétique allemand ait une chance de réussir, d’importants défis techniques et financiers devront être surmontés. Pour le secteur électrique, il s’agira notamment de compenser la perte de production résultant de l’arrêt des 9 tranches nucléaires encore en fonctionnement à ce jour (environ 80 TWh), en minimisant l’augmentation des émissions de CO2 du parc de production allemand, et sans mettre à mal la sécurité d’approvisionnement et la flexibilité du système. Des investissements considérables devront être réalisés dans les moyens de production, dans les réseaux et dans les actions d’efficacité énergétiques (Pour les seuls réseaux électriques, des estimations font état d’investissements compris entre 200 et 400 Mds € [2]). Ces investissements poseront nécessairement la question de leur financement, question cruciale pour le pouvoir d’achat des ménages [3] et la compétitivité des entreprises.

Pour l’heure, l’Energiewende s’accompagne déjà d’une spectaculaire montée en puissance de la part des EnR dans le mix électrique (23% de la production d’électricité en 2012) [4]. Cet afflux d’électricité fatale, et intermittente, sans lien avec l’évolution de la demande, perturbe les systèmes électriques des pays interconnectés. En particulier, la rentabilité des cycles combinés gaz (CCG) est remise en question par la diminution de leur nombre d’heures de fonctionnement. En France, les centrales nucléaires doivent moduler leur production pour équilibrer les flux de puissance transitant sur le réseau. Aux frontières polonaise et tchèque, les gestionnaires de réseaux observent d’importants transits de puissance non contrôlés (flux de bouclage) qui sont occasionnés par les congestions du réseau allemand.

Ces perturbations sont d’autant plus dommageables que les résultats environnementaux de la transition énergétique allemande sont encore incertains. Certes, la production d’énergie électrique d’origine renouvelable y a fortement crû ces dernières années. Mais, dans le même temps, la production d’origine fossile a elle aussi augmenté (+15 TWh entre 2010 et 2012), si bien que le kWh allemand reste, à ce jour, l’un des plus carbonés d’Europe (309 Mt CO2 en 2009 contre 52 Mt CO2 pour la France la même année par exemple), et l’économie allemande l’une des plus émettrices de CO2 (728 millions de tonnes en 2012).

Le paradoxe climatique danois

Plus encore que l’Allemagne, le Danemark illustre le paradoxe selon lequel une pénétration importante des EnR dans le mix électrique ne s’accompagne pas systématiquement de bonnes performances climatiques. En effet, grâce au choix précoce qui fut fait de recourir massivement à l’énergie éolienne, le Danemark produit aujourd’hui 40% de son électricité à partir d’EnR [5].

Pourtant, avec 478 grammes de CO2 par kWh en 2011, l’électricité danoise demeure moins sobre en carbone que celle des pays les plus vertueux dans ce domaine. A titre d’exemple, l’électricité française présentait, en 2011, un contenu carbone de 90 g CO2/KWh [6]. Pour le Danemark, cet état de fait résulte de la place toujours prépondérante qu’occupent le charbon et le gaz dans la production d’électricité (56% de l’électricité produite), ceci pour pallier l’intermittence et la variabilité des productions d’origine renouvelable.

Le cas espagnol

A côté des expériences allemande et danoise, le cas de l’Espagne illustre un autre principe fondamental : toute transformation de l’industrie électrique engendre des coûts qui doivent être adéquatement financés, sous peine de compromettre la pérennité du système. Ainsi, les sérieuses difficultés financières des opérateurs électriques espagnols sont-elles directement imputables au refus politique prolongé de faire supporter, aux consommateurs finaux, le coût des mesures de soutien aux EnR [7]. Prenant conscience du caractère non soutenable de la situation de déficit tarifaire (4,5 Mds € en 2012) qui prévalait jusqu’alors, et désireux de solder la dette due aux principaux producteurs (26Md€ en 2012) [8], l’état espagnol a engagé une série de réformes de son secteur électrique. Toutefois, le caractère tardif de la réponse des pouvoirs publics et la dégradation de la conjoncture économique espagnole ont rendu ces réformes particulièrement lourdes pour les ménages et le secteur privé.

Le choix britannique : le recours au marché pour décarboner la production électrique

Le Royaume-Uni se distingue par la mise en place d’un cadre réglementaire atypique et la poursuite d’un objectif prioritaire clairement identifié : la réduction des émissions de GES de l’économie britannique. Pour ce faire, le Gouvernement entend mettre en place un prix plancher du carbone et des instruments de marché visant à soutenir toutes les productions d’électricité décarbonées (EnR et nucléaire) : les contracts for differences (CFD). En outre, afin de garantir la sécurité d’approvisionnement, la loi prévoit la mise en place d’un marché de capacité fonctionnant sur le principe d’enchères centralisées.

Schéma : le fonctionnement des « contrats pour différence »
Les CFD sont une des pierres angulaires de la réforme du marché électrique britannique (Electricity Market Reform) en cours. Celle-ci vise notamment à délivrer des incitations financières de long terme pour garantir un renouvellement du parc de production outre-manche compatible avec les objectifs climatiques anglais, et ce, au meilleur coût.

De manière générale, dans un système de contrats pour différence, les producteurs vendent leur énergie au prix du marché de gros et perçoivent un complément de rémunération sous la forme d’une prime dans le cas où la « différence » entre un prix d’exercice (strike price) et un prix de référence (en général le prix de marché de gros) est positive. Si cette différence est négative, les producteurs doivent reverser le surplus perçu.

Dans le cas de la réforme anglaise, une agence spécialisée (CFD counterparty) assure l’interface financière entre les producteurs et les fournisseurs. Ce sont les fournisseurs qui financent le dispositif en s’acquittant du paiement d’une taxe auprès de cette agence. Charge à eux, ensuite, de répercuter cette taxe aux consommateurs.

En conclusion : des voix discordantes dans le débat européen

Ces vues divergentes au sein des vingt-huit pays de l’Union Européenne ont été mises en lumière lors de la consultation publique menée par la Commission européenne, dans le cadre de l’élaboration du Livre Vert intitulé « Un cadre pour les politiques en matière de climat et d’énergie à l’horizon 2030 », publié en mars 2013. Le choix entre un ou plusieurs objectifs contraignants comme outil de pilotage de la politique européenne de l’énergie fut l’une des principales pierres d’achoppement des débats. Tout comme la question de l’éventuel maintien d’un objectif contraignant de production d’énergie d’origine renouvelable pour chaque État-membre.

Notes

[1BEEKER (Etienne) et GODOT (Céline), « La transition énergétique allemande est-elle soutenable ? », CAS, septembre 2012

[2« Les allemands évaluent le coût de l’abandon de l’atome », le journal de l’environnement, 31 mai 2012

[3En 2011, le montant de surcoût lié au financement des EnR représentait 36€/MWh pour les ménages allemands, les entreprises étant quant à elle largement exonérées du paiement de cette contribution.

[4« La transition énergétique allemande perturbe les marchés voisins », EUROPOLITQUE environnement, Énergie, 26 juillet 2013

[5Source : Agence danoise de l’énergie.

[6D’après « Chiffres clés du climat – France et monde », SOeS, édition 2013

[8« L’Espagne réforme une nouvelle fois son système énergétique », article Les Echos du 13 juillet 2013