"Le secteur européen de l'électricité traverse une crise profonde […] qui vient entraver les investissements et risque d'empêcher l'atteinte des objectifs à long terme de décarbonisation et de compétitivité de l'économie européenne". Le diagnostic, dressé par le Commissariat général à la stratégie et à la prospective (CGSP) dans un rapport (1) publié le 28 janvier, est partagé par de nombreux acteurs : industriels du secteur, gestionnaires de réseau, administration française (DGEC) et européenne (Commission)…
S'il est rare qu'un sujet face à ce point consensus c'est que, vingt ans après le début de la libéralisation du marché européen, celui-ci semble en panne : surcapacité des moyens de production, chute des prix de gros qui remettent en question les investissements, échec du marché des quotas carbone…
A l'heure où la Commission européenne a présenté un projet de Paquet énergie-climat, qui devrait orienter la politique européenne à moyen et long terme, et où la France prépare une loi de programmation sur la transition énergétique, il apparaît indispensable d'assurer les capacités de production électriques, de mieux intégrer les énergies renouvelables au marché et de fournir un véritable signal prix pour orienter les investissements vers des projets décarbonés.
Crise, soutien massif aux ENR et marché des quotas atone
"Ce que nous vivons est la conjonction de plusieurs phénomènes : la crise, qui explique en partie la surcapacité des moyens de production, et des erreurs de design des dispositifs de soutien aux énergies renouvelables par les Etats membres", analyse Pierre-Marie Abadie, directeur de l'Energie (DGEC) au ministère de l'Ecologie, qui intervenait lors d'une table ronde organisée par le club energie et développement, le 28 janvier.
La crise économique a entraîné, depuis plusieurs années, une baisse de la demande d'électricité. "Mais le problème, c'est que l'électricité est le seul secteur en surcapacité massive où l'on continue à ajouter de la capacité", estime Philippe Torrion, directeur Optimisation & trading chez EDF. De nombreux pays européens subventionnent les installations électriques renouvelables, ce qui a conduit à augmenter l'offre, sans que la demande suive. Résultat : les centrales thermiques sont moins sollicitées.
"Par ailleurs, les prix de l'électricité ont chuté à des niveaux qui ne reflètent plus les coûts complets de production mais plutôt une situation de surproduction temporaire ainsi que la pression à la baisse exercée sur les prix liée au développement des énergies renouvelables", souligne le CGSP. En effet, deux systèmes coexistent : un marché de l'électricité libéralisé, dans lequel le prix est déterminant (en Europe, on appelle chaque jour la centrale de production la moins chère), et un marché subventionné déconnecté, celui des ENR, qui vient peser sur les prix spot du marché et les fait baisser. Parfois même, on assiste à la formation de prix négatifs, c'est-à-dire que le producteur paie pour écouler son électricité sur le réseau.
Résultat : 51 GW de capacité de production ont été mis sous cocon, selon les dirigeants de douze énergéticiens européens (2) qui ont lancé, en mai dernier, un appel sur l'échec de la politique énergétique de l'UE. Le CGSP alerte également sur le risque de "fermetures massives de centrales électriques thermiques, alors même que certaines de ces centrales seront nécessaires quand la demande repartira à la hausse, ce qui pourrait menacer la sécurité d'approvisionnement".
Parallèlement, le prix du charbon a baissé, rendant ce combustible plus compétitif que le gaz. Et le marché des quotas carbone, avec une tonne de CO2 à 5€, ne permet pas d'envoyer le bon signal prix. Selon le CGSP, le prix de substitution implicite de la production d'électricité à partir de charbon par celle à partir de gaz est proche de 40 €/tCO2…
L'urgence d'une réaction
Difficile donc pour les énergéticiens de projeter des investissements dans des technologies décarbonées, plus coûteuses. Pourtant, d'ici 2050, à l'échelle européenne, ces investissements devront représenter entre 40 et 60 milliards d'euros par an, selon le CGSP. "Si elle n'agit pas rapidement, l'Europe risque de s'enfermer dans une voie inefficace de décarbonisation qui entraînerait une hausse des prix de l'énergie et pourrait à terme saper le soutien dans l'opinion publique pour le projet de décarbonisation de l'économie européenne".
Autre risque : "Un déploiement sous-optimal des ENR, avec un fort développement dans des régions qui ne sont pas forcément les mieux dotées en ressources éoliennes et solaires, ce qui augmenterait les coûts du système électrique pour les consommateurs européens". C'est pourquoi, dans son nouveau Paquet énergie climat, la Commission n'a pas maintenu d'objectifs par Etats membres en matière de renouvelables, mais un objectif commun.
Mais d'autres solutions doivent être mises en œuvre pour réorienter le marché européen. Pierre-Marie Abadie décline trois priorités, largement partagées : rétablir un signal prix carbone, créer un marché de capacité et intégrer progressivement les ENR au marché.
"À l'avenir, un système d'échange de quotas d'émissions robuste associé à un prix du carbone significatif constituera un élément décisif de soutien des prix de l'électricité et permettra de combler l'écart avec les coûts des technologies renouvelables", indique le CGSP.
Il faut aussi mettre fin aux subventions des énergies renouvelables les plus mâtures. Plusieurs alternatives se dessinent : procéder par appel d'offres, pour maîtriser la capacité installée, ou rémunérer par une prime la différence entre le prix de gros perçu par les producteurs et le coût de production.
Enfin, il faut des "mesures incitatives pour les investissements et des mécanismes de garantie permettant d'assurer l'équilibre offre-demande à terme".
La France travaille à la mise en place d'un marché de capacité, à l'horizon 2016, "sans subventions et neutre technologiquement", souligne Pierre-Marie Abadie. "Cela nous semble une véritable avancée, en envoyant un signal prix, indépendamment des technologies", indique LucPoyet, président du directoire d'E.On France. Des échanges entre la France et l'Allemagne ont été ouverts en vue d'un éventuel marché de capacité franco-allemand. "La mise en œuvre de mécanismes de capacité de façon coordonnée au niveau sinon européen, du moins régional, apparaît nécessaire pour garantir l'équilibre offre-demande et la sécurité d'approvisionnement sur le long terme", observe le CGSP. Mais "l'architecture des marchés de l'électricité devra également évoluer afin d'envoyer de meilleurs signaux de localisation pour que la production ou l'effacement se situent dans des nœuds du réseau où ils sont le plus utiles".
