Le futur électrique se joue aussi à l’échelle européenne, Serge Vidal*

L’augmentation récente des tarifs de l’électricité, liés à ceux du gaz, a fait prendre conscience au plus grand nombre de l’influence de l’Europe dans ce domaine. Cette situation résulte de la mise en place du marché unique de l’électricité qui décorrèle les prix des coûts de revient. Le conflit en Ukraine montre aussi l’importance de garantir notre souveraineté énergétique nationale. La dimension transfrontalière de la fourniture électrique est appelée à fortement augmenter.

Par Serge Vidal, ancien ingénieur-chercheur à EDF, est membre du comité de rédaction de Progressistes.

DES SYSTÈMES NATIONAUX SOLIDAIRES

Les connexions électriques transfrontalières, ou interconnexions, ont initialement été développées pour assurer la sécurité d’alimentation des systèmes électriques nationaux. En cas de défaillance ou d’insuffisance de production dans un pays, elles permettent d’y suppléer avec la fourniture par un État voisin. Ces interconnexions ont ensuite rapidement servi aux échanges commerciaux, exportation des surplus des productions, hydraulique ou nucléaire pour la France.

Un réseau international, synchronisé en courant alternatif à 50 Hz, a été mis en place. Il va de la Turquie à la Tunisie, en passant par l’Union européenne. Les réseaux nationaux qui y sont rattachés sont solidaires ; un exemple le met en évidence : le 8 janvier 2021, une défaillance à un poste électrique croate a affecté toute l’Europe et a nécessité des mesures de protection en urgence.

Depuis la libéralisation des marchés, les échanges commerciaux ont atteint des dimensions sans précédent. Des Bourses multinationales interconnectées ont été créées dans le cadre de la mise en place du marché unique. La France est intégrée dans une Bourse de l’électricité en gros appelée Epex Spot, qui comprend aussi l’Allemagne, la Suisse et l’Autriche. Une ingénierie financière s’est développée sur ces marchés qui pilotent les transferts physiques. Et les consommateurs français sont exposés à des prix de marché qui ne reflètent pas les caractéristiques du mix national, décarboné et compétitif.

La montée en puissance de l’éolien et du photovoltaïque introduit, de plus, une intermittence qui affecte les productions nationales d’électricité et les besoins d’alimentation à court terme. Cela augmente encore les échanges transfrontaliers. Certains pays exportent la variabilité non maîtrisée de leur production. Les flux sur les interconnexions deviennent de plus en plus variables et peuvent changer de sens au cours d’une même journée.

La France a des interconnexions avec l’Italie, la Suisse, l’Allemagne, la Belgique, la Grande-Bretagne et l’Espagne. Une connexion supplémentaire avec l’Irlande est en construction. RTE publie sur Internet, en temps réel, le niveau des échanges physi­ques de la France (application éCO2mix, ou aussi eCO2mix).

DES DÉPENDANCES STRUCTURELLES

Au-delà de la gestion à court terme des échanges qui peuvent générer de la spéculation, certains pays sont structurellement dépendants des importations d’électricité. C’est particulièrement le cas, parmi nos voisins, de la Belgique et de l’Italie. Leurs mix de production ne sont pas suffisants, en moyenne, pour couvrir leurs besoins.

Cette dépendance peut se constater au regard des bilans import/export annuels, mais il faut aussi tenir compte de ce que le pays considère comme temps moyen de coupure de courant acceptable. En France, cette valeur est fixée à 1,5 h/an, elle est de 3 h/an en Italie et en Belgique, de 5 h/an en Allemagne. Le choix de capacité des installations de production électrique est fait en considérant cette « espérance de durée de défaillance », et RTE prévoit qu’elle sera de 5 h/an pour la France en 2050 !

Bien que la France soit aujourd’hui largement exportatrice d’électricité, depuis 2011 l’évaluation de la sécurité d’approvisionnement, définie dans le Code de l’énergie, intègre la contribution des pays voisins dans l’équilibre offre/demande. Il s’agit de limiter le dimensionnement du parc de production en France. Cela conduit à rogner sur les marges de sécurité. Cette dépendance est néanmoins limitée aujourd’hui à environ 1 % du temps. À long terme, il est prévu d’atteindre 5 % du temps.

UNE INTERDÉPENDANCE DE PLUS EN PLUS GRANDE

Les perspectives pour le système électrique européen indiquent que l’interdépendance entre les pays va fortement augmenter. Les prévisions dans chaque pays sont marquées par une hausse de la part de l’électricité dans les usages énergétiques et un fort développement des énergies renouvelables, notamment éolienne et photovoltaïque. La part de l’électricité, aujourd’hui de l’ordre de 25 % de la consommation d’énergie dans l’Union européenne, devrait doubler au bout de trente ans.

Le fonctionnement du système électrique français dépendra largement des évolutions de la consommation et de la production des pays voisins. La contribution des interconnexions à la sécurité d’approvisionnement en France devrait passer de 10 GW aujourd’hui à plus de 20 GW. De plus, les différences de mix de production et de profils de consommation entre les pays du nord et du sud de l’Europe auront des conséquences importantes sur les échanges d’électricité sur le réseau français, d’autant qu’il se situe à l’interface entre ces pays.

Des situations de manque de vent conjugué à une température froide sur l’ensemble de l’Europe généreront de fortes tensions. Ces épisodes ont été rencontrés dans le passé (comme le 20 janvier 2016). Le risque serait accru pour l’approvisionnement, si une sécheresse longue est concomitante à ces périodes froides et sans vent.

SOCLE PILOTABLE ET INCERTITUDES

L’équilibre offre/demande de la France repose en partie sur les échanges aux interconnexions, et donc sur l’évolution à long terme des mix électriques et de la consommation des pays voisins. Or il existe pour ces pays, comme pour la France, une grande incertitude pour l’équilibre offre/demande, incertitudes sur la consommation d’électricité, sur les rythmes d’électrification et sur la production d’hydrogène et de gaz de synthèse (méthane…) en recourant à l’électricité ainsi que sur le rythme de développement des énergies renouvelables. L’Allemagne n’a pas tenu ses objectifs de consommation et d’émission de gaz à effet de serre, définis en 2011 dans sa politique de transition énergétique, son Energiewende.

Du fait de la sortie du nucléaire en Allemagne, en Belgique et en Espagne, des fermetures de centrales à charbon un peu partout en Europe et des retards fréquents dans l’essor des renouvelables, la sécurité d’approvisionnement pourrait être mise en péril. Cette réduction des moyens de production pilotables amoindrit les possibilités de secours interfrontaliers lors des situations de pointe en cas de vagues de froid sans vent, remettant en cause la sécurité d’approvisionnement global. D’ici à 2030-2035, plus de 110 GW de puissance pilotable seront retirés du réseau européen, dont 23 GW de nucléaire, 70 GW de charbon lignite et 10 GW de gaz et fioul.

Cette situation de dépendance de la France par rapport à ses voisins est par ailleurs réciproque. La Belgique, l’Allemagne (aujourd’hui exportatrice) et l’Italie comptent sur les importations d’électricité pour boucler leur système électrique dans le futur. La Grande-Bretagne, aujourd’hui importatrice, devrait devenir exportatrice.

Maintenir un socle de production pilotable permet de gérer l’intermittence des énergies renouvelables ou de combler le déficit de potentiel photovoltaïque ou éolien que vont rencontrer certains pays densément peuplés.

UNE COORDINATION DIFFICILE

La coordination entre les États est donc déterminante pour maintenir le niveau de sécurité d’approvisionnement actuel en Europe et, plus généralement, pour mettre à profit les complémentarités entre les systèmes électriques nationaux. La coordination par le marché n’est pas adaptée ou pas suffisante pour assurer une cohérence des stratégies entre elles avec la complémentarité des mix de production.

Dans un contexte où les capacités flexibles contribuant à la sécurité d’approvisionnement sont mutualisées, la coordination des politiques nationales revêt une importance croissante pour éviter les risques de black-out et les insuffisances chroniques de fourniture électrique. Il est aussi nécessaire de prévoir

un surdimensionnement des moyens de production pilotables pour faire face à la non-atteinte des objectifs par nos pays voisins et éviter l’envolée des prix.

La coordination des politiques énergétiques dans les différents pays d’Europe est difficile. L’Allemagne a décidé seule, en 2011, la fermeture prématurée de ses centrales nucléaires, ce qui la rend plus dépendante des importations de gaz fossile et impacte ses échanges avec ses voisins (France, Autriche, Suisse vers Italie, Pologne, Tchéquie, Pays-Bas, Luxembourg, Danemark…).

Aujourd’hui encore, la labellisation des modes de production énergétiques, appelée « taxonomie verte », est très clivante. Les pays qui n’ont pas de centrale électronucléaire refusent de considérer que le nucléaire fait partie de la solution pour le climat : c’est la position de l’Autriche, du Luxembourg, du Danemark, de l’Italie, du Portugal, de l’Irlande et de l’Allemagne.

Le désaccord n’est pas moins fort entre les pays les plus libéraux et les autres en ce qui concerne la réforme des marchés de l’électricité qui dictent les prix. Face à la hausse des prix, neuf États (Autriche, Allemagne, Danemark, Estonie, Finlande, Irlande, Luxembourg, Lettonie et Pays-Bas) bloquent une révision de la directive électricité et incitent les pays de l’Union à s’adapter individuellement. La France, l’Espagne, l’Italie, la Grèce et la Roumanie poussent pour que soit « mise en place une régulation établissant un lien fort et compréhensible entre le prix payé par les consommateurs et le coût de production de la composante bas carbone des bouquets électriques ».

Toutefois, il n’est pas impossible que, du fait de la guerre imposée à l’Ukraine, l’Europe siffle la fin de la récréation concernant les politiques énergétiques compte tenu de sa très forte dépendance au gaz russe. L’Allemagne en particulier pourrait renoncer à fermer ses derniers réacteurs nucléaires, fermeture pourtant prévue pour 2022.

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