Une crise énergétique sans précédent depuis le choc pétrolier

Éclairage signé Serge Houdbine, ancien producteur d’électricité

Depuis des mois, les prix de l’électricité flambent en France, bien que la concurrence entre fournisseurs a été introduite en 2011, sous la pression exercée par l’Union Européenne (UE) depuis près de trente ans.

Après avoir longtemps procrastiné, la France a choisi de respecter cet engagement en votant la loi Nome en 2010 et en créant l’ARENH. Ce mécanisme, qui visait à susciter une concurrence à EDF dans la commercialisation de l’électricité, a été approuvé par la Communauté européenne.

Il a permis de susciter une forte concurrence à EDF qui exerçait un quasi-monopole de l’électricité en France, depuis 1946. En 2021, près de 50% des consommateurs avaient quitté ENEDIS, la filiale commerciale du Groupe EDF. En obligeant EDF a cédé 100TWH (soit un peu plus de 25% de sa production nucléaire en 2021) à très bas prix (42 euros/MWh depuis 2011), de nouveaux fournisseurs d’électricité ont émergé ; de grands énergéticiens, tels ENGIE et Total mais aussi de « pure traders » ; ils étaient quatre-vingt environ, jusqu’à ce que certains jettent l’éponge.

Jusqu’à la crise récente, ces nouveaux fournisseurs ont partagé cette manne. Faute de recevoir assez pour satisfaire une clientèle séduite à bon compte, ils ont fait appel au marché européen de l’électricité pour compléter leur offre ; le plus souvent c’était avec profit. Tout a changé avec la crise énergétique récente.

EDF une nouvelle fois variable d’ajustement de l’inflation des prix

Confronté à une crise qu’il n’a pas anticipé, le gouvernement a choisi de préserver provisoirement le pouvoir d’achat des consommateurs et de sauver les fournisseurs concurrents d’EDF en imposant à l’entreprise historique une augmentation de 20 TWh de la quantité d’électricité qu’il doit lui céder à prix coûtant (46,2 euros/MWh soit 4,2 euros/MWh de plus que le tarif historique décidé en 2010 et toujours pas revalorisé pour le socle de 100TWh imposé par l’ARENH). EDF chiffre sa perte à 8 milliards d’euros.

La perte réelle dépendra de l’évolution des performances des centrales à émissions non ou peu carbonées, principalement nucléaires, hydrauliques et autres renouvelables ainsi que de l’évolution du prix du gaz nécessaire pour alimente les moyens supplétifs aux nouvelles EnR (éoliennes et panneaux solaires photovoltaïques à production faible, erratique et non pilotable). Tous s’en irritent à EDF ; des syndicats à la Présidence.

Si l’ouverture à la concurrence imposée au service public de l’électricité français explique le mauvais sort fait à EDF et indirectement fait aux consommateurs français, la libération des prix de marché de l’électricité n’est pas la seule et principale cause de la crise énergétique actuelle.

Un contexte mondial et européen tendu

La crise énergétique actuelle s’inscrit dans un contexte marqué par :

• une tension sur les prix de l’énergie dopée par une croissance économique mondiale forte en 2021, après la récession liée à la Covid19 qui a conduit à un accroissement des besoins d’énergie et notamment à une baisse des stocks de gaz,
• des tensions géopolitiques autour de l’Ukraine et de la région Asie-Pacifique,
• les politiques de décarbonation de l’énergie, en Europe notamment, qui passent par le développement des nouvelles EnR et par l’augmentation corrélative du recours aux centrales à gaz ainsi que par la substitution du gaz au charbon, pour suppléer leurs impotences, notamment la nuit et les jours sans vent ; circonstances fréquentes en hiver,
• la raréfaction des ressources de gaz en Europe de l’ouest,
• les importants besoins de gaz en Europe pour le chauffage en hiver
• etc

Des énergies renouvelables en panne de vent et de soleil

Si les prix de l’électricité flambent en Europe, au rythme de ceux du gaz, c’est aussi que les nouvelles EnR sont en panne …en panne de vent et de soleil. Et dans ces circonstances, chacun mobilise ses centrales à gaz et réactive si nécessaire ses centrales à charbon. Tant pis pour le climat.

En Europe, les nouvelles EnR, fortement développées au cours des quinze dernières années, ont été relativement moins productives en 2021 et en janvier 2022 qu’en 2020. Les promoteurs des EnR avaient été particulièrement enthousiastes pour vanter la progression des performances de leurs outils.

Ils avaient omis de préciser que les capacités s’étaient légèrement accrues, que la météo avait été exceptionnellement favorable à l’éolien et au solaire et la faible demande d’électricité, notamment au premier semestre, avait lisser leurs baisses de forme. L’année 2021 devraient les ramener à la réalité.

En France, l’indisponibilité fortuite de moins de 6000 MW nucléaires (4 unités de 1450 MW et une unité de 1300 MW arrêtées par mesure préventive) qui s’ajoute à quelques arrêts programmés de réacteurs (décalés à la suite des perturbations introduites par la Covid19 en 2020 et 2021), fait les gorges chaudes de nombreux leaders politiques et commentateurs.

Cette indisponibilité pèse pourtant peu, en comparaison des très faibles productions des 30 GW éoliens et solaires, notamment aux heures de pointe de consommation d’électricité. Par ailleurs, si le potentiel hydroélectrique est fortement sollicité, ses réponses sont brèves, ciblées sur les pointes du soir, car limitées par des apports hydrauliques relativement faibles.

En effet, si la France est relativement bien dotée en capacités de production hydroélectrique (25 GW), la productivité de ces moyens est très sensible à l’hydraulicité des rivières et l’utilisation de l’eau stockée soumise à des conflits d’usages et à des règles contraignantes.

Tout cela traduit un manque de marges de production, pilotable et réactive aux perturbations occasionnelles du système électrique interconnecté, abusivement masqué par la multiplication de nouveaux moyens de production, renouvelable certes mais dont le potentiel est faible en moyenne et très erratique, au point d’être rarement conciliable avec les fluctuations de la consommation d’électricité.

La concurrence, libre et faussée, n’a rien à faire dans un service public vital ; il faut accroître les moyens de production pilotable

N’en déplaise à Bruxelles, il faut sortir le service public de l’électricité de la concurrence, a fortiori lorsqu’il s’agit d’une concurrence faussée et non libre, dans un secteur pourvoyeur d’un bien vital et où les investissements ont de très longs temps de retour.

Par ailleurs, considérant nos limites actuelles de production et l’accroissement futur de nos besoins en électricité (cf étude de RTE des « futurs énergétiques 2050 ») pour déplacer les usages massifs des hydrocarbures vers l’électricité et pour répondre au développement des applications numériques et après adoption de mesures de sobriété, consenties ou contraintes, il faut aussi que la France renonce à continuer de fermer de nouveaux moyens pilotables (environ 10 GW fermés en dix ans) et qu’elle construise rapidement quelques nouvelles unités de production à gaz, en attendant d’être mieux dotée en nouveaux moyens de production non émissifs de GES et pilotables ; nucléaires donc.

La France est relativement bien dotée en moyens hydroélectriques mais son potentiel de développement est très faible (environ 1TWh ; soit moins de 2% de son potentiel actuel de 60 TWh/an).

Seul le nucléaire peut offrir une solution efficace, modulable, à forte productivité moyenne (environ 80%) et respectueuse du climat (6g de CO_2éq/kWh émis par les engins et machines équipés de moteurs à combustion interne consommateurs de fuel-oil, tout au long de son cycle de vie, en France, selon l’ADEME)

La France doit donc modifier la PPE 2019-2028 adoptée en avril 2020. Elle doit renoncer à l’engagement de sacrifier encore 11 GW de capacités nucléaires (12 unités de 900MW) d’ici à 2035, après avoir fermé Fessenheim (1800 MW / 12TWh en 2018 et 2019) en 2020.

Elle doit par ailleurs, et très vite, engager la construction de nouveaux moyens de production nucléaire, de type EPR et SMR, afin qu’ils puissent commencer à relayer le parc ancien à l’horizon 2035.

La France doit faire valoir ses vues à Bruxelles et à Strasbourg

Le « tout EnR » pour alimenter un système énergétique qui conditionne depuis un siècle la prospérité des pays développés reste un vœu pieux ; pour très longtemps sans doute.

La France doit donc lutter becs et ongles pour défendre l’introduction non conditionnée du nucléaire dans la taxonomie européenne. Faute de ce label européen, EDF ne pourra pas se financer sur le marché financier, comme elle l’a fait dans les années 1970-80 pour construire le parc historique actuel.

Comment admettre a contrario que les centrales thermiques à gaz modernes, qui émettent environ 490g de CO_2éq/kWh, puissent bénéficier du label vert européen ? Après qu’elle a jeté à la poubelle son parc nucléaire et qu’elle s’apprête à accélérer la sortie du lignite/charbon, l’Allemagne a besoin du gaz ; de beaucoup de gaz pour soutenir ses 120 GW de nouvelles EnR, sur lesquelles elle sait ne pas pouvoir compter.

La France doit aussi initier une harmonisation des politiques énergétiques des pays interconnectés afin d’arrêter cette folie qui consiste à vouloir développer les interconnections pour favoriser les échanges entre pays voisins, que Bruxelles voudraient voir dotés des mêmes moyens de production… sensibles à la météo.

Dans le respect de l’accord de Paris et des engagements européens, chaque partenaire compte pouvoir importer de ses voisins jusqu’à 30% de ses besoins, lorsqu’il sera en difficulté.

Cette ambition est irréaliste ; surtout quand tous sont sommés de mettre leurs œufs dans le même panier. S’agissant des EnR à la mode, ces œufs deviennent incomestibles, partout en même temps, lorsque le vent et le soleil les abandonnent (cas fréquent d’un régime anticyclonique centré sur l’Europe de l’ouest en hiver).

Ces derniers jours l’ont montré en Europe, singulièrement en France où pourtant nous avons échappé jusqu’à maintenant aux grands froids : quand le vent vient à manquer ici, notamment à la tombée de la nuit, il manque souvent aussi chez nos voisins. Ils ne peuvent donc compenser que très partiellement nos trop faibles marges de production ; même au prix fort et avec de fortes émissions de Gaz à effet de serre (GES).