Électricité : les prix risquent de tripler en France cet hiver
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Alors que le pays fonce tout droit vers un déficit de production d’électricité cet hiver, les capacités d’importation depuis les pays voisins pour combler le manque de marges risquent d’être fortement limitées. De quoi inquiéter les marchés, qui anticipent une défaillance, ce qui fait grimper encore plus qu’ailleurs les prix de gros dans l’Hexagone. Explications.
(Crédits : Reuters)
« Il n’y a aucun risque de coupure » de courant l’hiver prochain, affirmait Emmanuel Macron début juin, au moment-même où le gouvernement allemand tirait la sonnette d’alarme et lançait son plan d’urgence énergétique. Et pour cause, « quand il y a des besoins, on s’approvisionne sur le marché européen », justifiait le chef de l’Etat, affirmant vouloir « rassurer » les Français.
Et pourtant, depuis cette déclaration, les signaux pour le moins inquiétants se multiplient. Jusqu’à faire bondir les prix au plafond : dans l’Hexagone, ceux-ci se négocient actuellement au prix hallucinant de 790 euros le mégawattheure (MWh) pour octobre-décembre 2022 sur la bourse EPEX, soit deux à trois fois plus que dans les pays voisins ! Et frôlent même les 1.500 euros le MWh pour ce qui est des prix de pointe, contre moins de 500 euros en Allemagne. Une « différence énorme » qui montre que le marché « anticipe une défaillance » en France, alerte Nicolas Goldberg, spécialiste de l’énergie chez Colombus Consulting. Pour rappel, avant la crise sanitaire, le prix s’élevait à une cinquantaine d’euros le mégawattheure.
L’atout nucléaire se retourne contre la France
De fait, le pays fait face à une situation « spécifique », qui aggrave encore la crise et accroît la probabilité d’une pénurie de courant cet hiver, explique Jacques Percebois, économiste et directeur du Centre de Recherche en Economie et Droit de l’Energie (CREDEN). En effet, alors que son mix électrique repose toujours, en théorie, à presque 70% sur le parc nucléaire, celui-ci traverse une période d’indisponibilité historique. Selon le réseau européen des gestionnaires de réseau de transport d’électricité ENTSO-E, 27 des 56 réacteurs du territoire se trouvent en effet à l’arrêt.
En cause : le décalage des maintenances du fait du coronavirus, qui tombent donc, pour plusieurs centrales, en ce moment-même, mais surtout l’identification récente d’un défaut de corrosion sur plusieurs infrastructures, et dont les causes et l’ampleur réelle restent inconnues. En février, EDF avait ainsi présenté un programme de contrôles afin de vérifier le nombre de réacteurs concernés par l’anomalie, et annoncé qu’il arrêterait en priorité, et d’ici à fin avril, Bugey 3 et 4, Cattenom 3, Chinon 3 et Flamanville 1 et 2.
« Sans ce problème de fissuration qui pousse EDF à fermer une partie du parc, on aurait un réseau sans marges, mais pas à marge négative, comme c’est le cas actuellement », commente Nicolas Goldberg.
Autrement dit, « l’avantage français du nucléaire se transforme en élément de faiblesse, et le restera tant que les réacteurs seront indisponibles, et le problème irrésolu », ajoute Jacques Percebois.
Congestions aux frontières
Ainsi, la France importera forcément de grandes quantités d’électricité pour satisfaire la demande cet hiver, affirme Jacques Percebois. Et notamment lors des pointes de consommation, celles-ci étant « habituellement plus fréquentes et fortes en France qu’ailleurs en Europe, étant donné que l’on se chauffe bien plus à l’électrique que nos voisins », précise l’économiste.
Seulement voilà : les pays frontaliers risquent, eux aussi, de faire face à de fortes tensions d’approvisionnement, ou du moins de ne pas disposer de suffisamment de surplus pour satisfaire les besoins français. Pour s’en prémunir, l’Allemagne a notamment décidé de garder en activité près de 14 GW de centrales à charbon qui devaient fermer dès cette année. Mais même avec cette puissance supplémentaire, Berlin anticipe une pénurie dans le cas où la Russie décidait de réduire encore son offre de gaz, toujours essentielle pour alimenter ses centrales électriques.
Surtout, les possibilités d’échange seront de toute façon restreintes par des freins techniques. « Il faut s’attendre à des goulots d’étranglement liés aux capacités d’interconnexion des réseaux, aujourd’hui limitées à 13 GW environ. C’est pour cela qu’en période de tension, il y a toujours des congestions aux frontières. Cela explique aussi que le prix de gros ne soit pas le même partout », note Jacques Percebois.
Par conséquent, ce dernier devrait bien exploser en France, malgré la connexion du pays au marché européen de l’électricité. Reste à voir l’impact de ce phénomène sur les factures des consommateurs. En effet, l’Etat avait mis en place l’hiver dernier un bouclier tarifaire, aujourd’hui toujours en vigueur, afin de protéger les citoyens de la flambée des prix. Mais alors que la situation promet d’empirer, un tel dispositif pourrait peser lourd sur les finances publiques.
« Pour limiter la hausse du tarif réglementé de vente à 4% plutôt que 40%, les pouvoirs publics sont déjà intervenus massivement, à tous les échelons. Ils ont mis sous perfusion les fournisseurs, tout en donnant des aides aux consommateurs, afin de faire en sorte que le marché tienne. C’est un interventionnisme extraordinaire, qui a coûté des fortunes aux contribuables », soulignait à La Tribune il y a quelques mois Xavier Pinon, cofondateur et dirigeant du courtier en énergie Selectra.
Un manque criant de marges pilotables
Dans ces conditions, le gouvernement n’a d’autre choix que de sonner le branle-bas de combat, soit pour accroître la production d’électricité nationale, soit pour diminuer la demande. Il a notamment annoncé son intention de rouvrir en urgence la centrale à charbon Emile Huchet, et d’engager un plan « sobriété », censé pousser l’Hexagone à économiser un maximum d’énergie sur le territoire.
Mais en cas d’hiver froid, ces recours resteront largement insuffisants, tant le pays dispose de peu de marges de manœuvre pilotables en dehors du nucléaire.
« Pendant de nombreuses années, nous n’avons plus construit de moyens de production pilotables [qui permettent de fournir de l’électricité sans variation liée aux conditions météorologiques ou géographiques, ndlr]. Nous en avons même fermé, en ne construisant que des éoliennes et des panneaux solaires à la place. Forcément, cela a déstabilisé le réseau, et accru le risque d’une non satisfaction de la demande », glissait à La Tribune André Merlin, le premier directeur de RTE, en avril dernier.
Le gouvernement a notamment acté la fin de la centrale nucléaire de Fessenheim, en Alsace, définitivement mise à l’arrêt en 2020. « Celle-ci ne représentait qu’1,8 GW, son maintien n’aurait donc pas suffi, même s’il aurait apporté des marges bienvenues. Mais nous avons par ailleurs fermé plus de 10 GW d’énergies fossiles depuis 2012. Ce qui est bon pour le climat, mais aboutit logiquement à un manque significatif de pilotables. A cela s’ajoute notre retard sur l’efficacité énergétique, notamment dans les bâtiments, qui permettrait de réduire en parallèle la consommation », selon Nicolas Goldberg.
D’autant que les rares projets mis en route pour compenser ces fermetures ont accumulé les déboires. Notamment la construction du réacteur nucléaire EPR de Flamanville (1,6 GW), qui essuie plus de dix ans de retard, et n’est toujours pas raccordée au réseau. Mais aussi la centrale au gaz de Landivisiau, opérée par TotalEnergies et mise en service en avril dernier, après de très nombreux glissements du calendrier.
Du côté des installations non pilotables, le bilan de la France s’avère également peu reluisant, puisque l’Hexagone ne compte qu’un seul parc éolien en mer, raccordé au réseau il y a quelques semaines seulement. De manière globale, la filière éolienne reste à la peine : au 31 mars 2022, la puissance installée s’élevait à un peu plus de 19 GW, soit près de deux fois moins que les objectifs de la Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE). Et pour ce qui est de l’énergie solaire photovoltaïque, la France n’en produit que 2,2%, soit trois fois moins que l’Allemagne ou l’Italie.
Une « conjonction de facteurs défavorables », résume Jacques Percebois, dont les conséquences pourraient être majeures. En cas de pénurie, « les consommateurs domestiques seront de toute façon prioritaires », rappelle-t-il. Autrement dit, les entreprises seront les premières à se voir rationner, notamment les plus énergivores, ce qui n’est pas arrivé depuis les années 1950. A tel point que certains industriels cherchent à prendre les devants, comme Stellantis qui cherche un partenaire pour produire sa propre énergie.
En avril dernier, l’exécutif avait ainsi publié un décret prévoyant le délestage, autrement dit la réduction momentanée et planifiée de la consommation de gaz naturel par certains consommateurs en cas de pénurie. Seraient d’abord concernés les 5.000 sites qui brûlent plus de 5 GW/h par an, en dehors de ceux assurant des missions d’intérêt général (écoles, hôpitaux, Ehpad...). Ce qui pourrait peser lourd sur le tissu industriel français, déjà ébranlé par une explosion des prix qui n’en finit pas.
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