Note d’analyse de France stratégie : quelle sécurité d’approvisionnement électrique en Europe à horizon 2030 ?

France Stratégie a publié le 15 janvier 2021 une note d’analyse permettant d’appréhender la question de la sécurité d’approvisionnement électrique en Europe à horizon 2030 (1). Cette note s’inscrit dans le contexte de la lutte contre le réchauffement climatique et de l’arrêt progressif de centrales pilotables au charbon ou nucléaires dans la prochaine décennie. Elle pose la question des risques de défaillances lié à l’approvisionnement électrique et des moyens qui pourraient être mis en place à l’échelle européenne pour les prévenir.

La note analyse les évolutions à moyen terme des mix électriques européens en s’intéressant en particulier au dimensionnement des capacités de production et à la cohérence des décisions politiques à cet égard.

La fermeture programmée en Europe des centrales devrait être mieux prise en compte pour garantir la sécurité d’approvisionnement avant 2030. En France, la sortie partielle du nucléaire est programmée à 50% pour 2035 et l’arrêt du charbon pour 2022. La sortie du nucléaire et du charbon pour la plupart des autres pays européens interviendra d’ici 2038 au plus tard. Pour France Stratégie,  si les tendances se maintiennent, les moyens pilotables ne seront pas en mesure de satisfaire toutes les demandes de consommation d’électricité à cet horizon.

 Cette nouvelle donne invite à considérer l’ensemble des solutions disponibles pour remédier à ce déficit (flexibilité et maîtrise de la demande, disponibilité de moyens de production non pilotables, etc.) alors que les choix gouvernementaux quant à l’accès fiable à l’électricité à moyen terme n’ont pas encore été publiés.

En 2020, le mix européen est composé d’environ 20 % d’ENRi (énergies renouvelables intermittentes) mais ce chiffre masque de grandes disparités entre les pays. Ainsi, si la proportion est d’environ 60 % au Danemark et de 35 % en Allemagne, elle n’est que de 5 % dans la plupart des pays de l’est de l’Europe et de 10 % en France.

Bien que les capacités installées en ENRi devraient dépasser peu après 2025 celles des moyens conventionnels, "1GW (gigawatt) d’ENRi n’est pas de même nature que 1 GW de puissance pilotable et sa participation lors des situations de tension du système électrique n’est pas garantie car elle dépend de la météorologie (température, présence ou non de soleil et surtout de vent)."

Sans développement de flexibilités supplémentaires, la France devrait compter sur les importations. Ce scénario présente des limites pour boucler l’équilibre offre-demande car les marges de capacité au niveau européen seront probablement également négatives à horizon 2030 – 2035.

Le rapport préconise l’adaptation des réseaux et le développement de la flexibilité de la demande. Le gestionnaire du réseau de transport d’électricité, RTE (2), insiste sur les besoins de flexibilités massifs à horizon 2035. Par exemple, "la possibilité d’utiliser les heures d’excédents d’ENRi pour produire de l’hydrogène par électrolyse (power-to-gas) pour le réutiliser par ailleurs est souvent évoquée."

Les systèmes électriques nationaux tendent à devenir interdépendants soulignant l’importance de l’intégration technique et économique à l’échelle européenne. Le secteur électrique européen reste en attente de réorganisation. En effet, l’arrivée rapide d’énergies renouvelables dans le mix énergétique avec des coûts marginaux quasi nuls a entrainé une chute des prix de marché de gros. Ce marché ne permet plus de déclencher des investissements nécessaires à la transition énergétique ou au maintien d’un accès fiable à l’électricité.

Les mécanismes de capacités mises en place par les Etats pour remédier à cette déficience de marché sont très hétérogènes. La nouvelle règlementation européenne "Green Deal" devrait renforcer la coordination entre Etats au niveau des gestionnaires de réseau, du dialogue technique sur la convergence des critères de sécurité d’approvisionnement etc.

Pour conclure, France Stratégie formule cinq recommandations :
 

  1. Des mécanismes plus robustes de soutien aux énergies décarbonées doivent d’ores et déjà être imaginés. Le coût des projets étant largement déterminé par leur mode de financement, l’implication de l’État peut être un atout. Ses formes restent à définir et à discuter : contrats de long terme garantissant un niveau de rémunération de l’électricité produite, complément de rémunération, "contrats pour différence" sur le modèle britannique, niveau de financement direct de l’investissement par la puissance publique, par exemple ;
  2. Les énergies renouvelables matures posent des problèmes spécifiques d’intégration au réseau alors même qu’elles devraient voir à court terme leur part en puissance dépasser celle des centrales conventionnelles. Au risque de rendre non pilotable le système électrique, elles doivent donc le plus rapidement possible être en mesure de contribuer à son équilibre technique (participation à la réserve, au traitement des congestions réseaux…). Au niveau européen, on observe qu’en contradiction avec les objectifs climatiques et d’indépendance énergétique, plusieurs pays européens ont décidé de compenser les fermetures de centrales au charbon ou nucléaires par la mise en service de centrales à gaz, un moyen de production flexible et peu capitalistique. Cela se fait dans l’urgence pour certains (Belgique), de façon plus planifiée pour d’autres (Italie, Allemagne, Espagne) ou de manière prévisionnelle pour d’autres encore (pays de l’est de l’Europe) ;
  3. Plutôt que sur les moyens d’y parvenir, la politique européenne doit mettre au premier plan l’objectif de réduction des émissions de gaz à effet de serre, afin d’inscrire les investissements dans une trajectoire cohérente avec nos objectifs à horizon 2050. Le marché européen du carbone est toujours en attente des réformes structurelles permettant de fournir un signal-prix clair pour les investissements de long terme. L’introduction de prix plancher et plafond est à étudier de près ;
  4. Si les États veulent continuer à conserver un rôle important dans le choix de la structure générale de leur approvisionnement énergétique, et donc garder la liberté de choix de leur mécanisme de capacité, une coordination est indispensable entre gouvernements européens. Cela doit être possible sans remettre en cause le principe de subsidiarité via des travaux de mise en cohérence des différents scénarios nationaux. Des coopérations existent, mais elles devraient être renforcées et institutionnalisées à une échéance la plus rapprochée possible, par exemple au travers de groupes de travail communs aux différentes administrations. Les mesures préconisées par le nouveau paquet législatif européen sont un progrès en ce sens mais restent insuffisantes pour fournir les signaux économiques adéquats. Pour ce qui a trait à la sécurité d’approvisionnement, le niveau d’assurance choisi et les moyens qui lui seront consacrés ne sont pas explicités, alors même que cela contraint les choix de mix énergétique et a des répercussions sur leur financement et leur bon fonctionnement ;
  5. Cette coordination doit inclure des réflexions sur les politiques industrielles permettant de mettre en adéquation les objectifs avec les moyens technologiques dont l’Europe dispose, sur la géostratégie recensant les ressources extérieures dont elles dépendent et leurs conditions d’accès. Elles doivent aussi inclure les nouveaux risques pesant sur les systèmes électriques comme le cyberterrorisme.
 
Notes
puce note (1) Note d’analyse de France Stratégie - Quelle sécurité d’approvisionnement électrique en Europe à horizon 2030 ?
puce note (2) Site internet du gestionnaire du réseau de transport d’électricité RTE
 
 
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