Qui est responsable de l'explosion du prix du gaz ? Selon le bord de votre interlocuteur, ce sera la reprise économique, la libéralisation du marché de l'électricité, le recul du nucléaire, la Russie, la Chine... C'est le grand jeu du moment : trouver un coupable qui, surtout, vous confirme dans vos opinions préalables.
Comme ça ne risque pas de s'arrêter avec la menace d'une crise énergétique pendant l'hiver, prêtons-nous à l'exercice : Voyez-vous, le vrai responsable, c'est le climat.
Sécheresse et conséquences
L'Amérique du Sud traverse actuellement une longue sécheresse. Débutée au milieu de l'année 2018, elle a pris cette année des proportions historiques. Les conséquences du manque d'eau se font durement sentir, affectant la population, l'agriculture et l'industrie de la Terre de Feu jusqu'en Amérique Centrale. Or
la région très dépendante de l'hydroélectricité : selon l'Agence Internationale de l'Energie, 55% l’électricité sud-américaine est hydraulique. Au Brésil, première économie
du continent, on monte à 63%, et 70% en Équateur, 75% en Colombie,
presque 100% au Paraguay...
Humidité des sols en Amérique du Sud fin octobre 2020 (Source : NASA)
Avec la sécheresse qui déprime la
production hydroélectrique et l'hiver austral qui booste la demande, la
situation électrique en Amérique du Sud est très tendue depuis quelques mois. Certains pays rationnent l'électricité, d'autres remettent en service des centrales fossiles.
Résultat
: pendant l'été (qui est l'hiver là-bas), l'Amérique du Sud est devenue un
véritable aspirateur à gaz. En juillet, le Brésil et l'Argentine ont importé plus
de gaz liquéfié que la Chine. Les méthaniers au départ du Golfe du Mexique, qui en temps normal seraient venus compléter les stocks européens, sont allés vendre leurs chargement à meilleurs prix chez des sud-américains au bord du black-out.
Déjà-vu
La crise que traverse l'Amérique du Sud rappelle la sécheresse des
années 2000 en Afrique de l'Est. Là aussi des pays très dépendants de
l'hydroélectricité avait été contraints de se tourner vers des
productions fossiles, certains en payent encore le prix avec des
contrats à long-terme négociés en urgence.
Les deux cas soulignent la
vulnérabilité de l'hydroélectricité face à la variabilité pluriannuelle
des précipitations. La différence, c'est le poids économique de la
région et la mondialisation récente du marché du gaz qui donne à cette
sécheresse régionale un impact mondial.
Le développement des exportations de GNL, notamment depuis les Etats-Unis, a entrainé la mondialisation rapide du marché du gaz (source : EIA).
C'est peut-être la
principale nouveauté dans cette histoire. Il y a peu, les flux de gaz
étaient encore très majoritairement prisonniers d'infrastructures
physiques : les gazoducs vont du point A au point B et c'est tout.
Avec
le développement de la production de gaz non-conventionnels, les
Etats-Unis se sont retrouvés avec un exédent à exporter. Comme il
n'était pas vraiment possible de construire un gazoduc vers les
acheteurs potentiels en Asie ou en Europe, ils ont encouragé le commerce
du gaz liquéfié. En l'espace d'une dizaine d'années, le marché du gaz
est devenu flexible et mondial : du moment qu'il existe un terminal pour l'acceuillir, un méthanier peut être redirigé vers un acheteur mieux-disant.
Qu'en retenir ?
Je ne prétends pas que la sécheresse sud-américaine est la seule explication à l'envolée du prix du gaz en Europe. Il faut évidemment attendre d'avoir des données plus précises pour faire la part des différents facteurs. Il n'empêche qu'il est déjà possible d'en tirer deux conclusions :
D'abord, évaluer l'évolution des
précipitations en moyenne mensuelle ou annuelle, n'est pas
suffisant pour saisir toutes les conséquences du changement climatique. L'évaluation des risques climatiques passe aussi par l'étude de la variabilité basse
fréquence (sur plusieurs années voire décennies).
Ensuite, c'est une nouvelle fois la preuve qu'il n'est pas nécessaire d'être directement touché par un aléa climatique pour en ressentir les conséquences. Le climat, c'est comme comme les pandémies : on n'est vraiment à l'abri que quand tout le monde est à l'abri.
Au debut du mois de décembre, Saudi Aramco devrait faire son entrée à la Bourse de Riyadh. Attendue depuis près de 4 ans, la privatisation partielle de la compagnie pétrolière nationale saoudienne a enchaîné les accrocs et les contretemps. L'entreprise a renoncé à être cotée dans une bourse internationale et ses futurs actionnaires devraient se recruter principalement parmi les investisseurs locaux ou des fonds d'investissement "amis" venus de Russie ou de Chine.
Les fonds internationaux ont bien des raisons de bouder l'opération : le prix jugé trop élevé, la vulnérabilité des installations face à des attaques comme celles de septembre, la crainte d'une instrumentalisation politique de l'entreprise... Il y cependant un autre risque qui n'a apparemment pas été pris en compte : l'effet du changement climatique sur l'activité de Saudi Aramco.
Les infrastructures exploitées par les compagnies pétrolières ont une durée de vie longue, les construire ou les modifier coûte très cher. Elles sont donc vulnérables à une évolution du climat qui rendrait obsolète les hypothèses utilisées à leur conception.
Et comme les procédés pétroliers sont complexes et très interdépendants, la défaillance d'un équipement sensible peut avoir des effets disproportionnés et menacer le fonctionnement d'une installation beaucoup plus vaste voire de l'ensemble de l'ensemble des activités avales.
Il n'est donc pas inutile de se demander s'il dans les installations pétrolières des équipements dont le fonctionnement peut être perturbé par l'évolution du climat.
Pour la température, la réponse est oui : de nombreuses infrastructures utilisées dans le transport et le raffinage des hydrocarbures sont sensibles aux fortes chaleurs.
La liquéfaction du gaz en vue de son transport est un bon exemple : elle nécessite de le refroidir jusqu'à -162°C. Il est facile de comprendre que plus la température ambiante est élevée plus cette opération est difficile à réaliser. Les trains de liquéfaction sont dimensionnés pour fonctionner jusqu'à une température maximale et les adapter à des température plus élevées n'a rien d'évident. Quand on sait que la température moyenne en Arabie Saoudite augmente de l'ordre de 0.5°C par décennie depuis les années 1980, il est est probable que les seuils de température seront de plus en plus souvent dépassés.
Le même problème se pose évidemment pour d'autres systèmes de
réfrigération, par exemple les unités de condensation dans les
raffineries. Et d'autres équipements sont sensibles à la température, par exemple les séparateurs et les infrastructures électriques. Les incident dans ce domaine ne sont pas de la science fiction : pendant l'été 2017, un transformateur a pris feu dans une
raffinerie située sur la côte de la Mer Rouge apparemment à cause de la
chaleur.
Température moyenne à l'horizon 2020-2050 comparée à 1976-2005 pour le scénario RCP8.5 (gauche) et RCP4.5 (droite)
La hausse de la température a aussi un effet indirect sur l'industrie pétrolière au travers de ses travailleurs. L'effet négatif de la chaleur sur la productivité et la santé est bien connu mais il est particulièrement important dans un pays comme l'Arabie Saoudite qui est déjà soumis à des températures extrêmes.
Dans l'est de l'Arabie Saoudite, où se trouvent les principaux gisements exploités par Saudi Aramco, la température pourrait dépasser 50°C plusieurs jours par an d'ici une dizaine d'années. Avec de telles vagues de chaleur, intervenir en extérieur devient pratiquement impossible. D'ailleurs, la réglementation saoudienne interdit le travail à l'extérieur lorsque la température dépasse 50°C et entre 12h et 15h en été (mais cette dernière règle ne s'applique pas dans le secteur pétrolier).
Trop d'eau... ou pas assez
L'Arabie Saoudite a beau ne posséder aucun cours d'eau permanent, les inondations sont considérées comme le principal risque naturel dans le pays. La côte de la Mer Rouge en particulier reçoit régulièrement des pluies violentes qui viennent remplir les oueds et causent des inondations dévastatrices. Les observations météorologiques montrent une intensification de ces épisodes pluvieux et la tendance devrait se poursuivre.
Certaines des installations exploitées par Aramco sont à proximité immédiate de ces zones à risques : le complexe pétrochimique de Yanbu par exemple a été partiellement inondé en 2011. C'est aussi le cas de Port Arthur, la plus grande raffinerie des États-Unis dont Saudi Aramco a achevé le rachat en 2017 : elle a été inondée en 2016 et 2017, au point que les projets d'extension ont été abandonnés.
Mais même si le changement climatique pourrait apporter plus d'eau sur le territoire saoudien, cette augmentation des précipitation devrait être compensée par l'augmentation des températures donc de l'évaporation. Dans le meilleure des cas, l'aridité du pays devrait rester à peu près la même alors que sa consommation en eau augmente rapidement et que les ressources fossiles se réduisent.
L'accès à l'eau, indispensable à la production et au raffinage du pétrole, pourrait donc devenir plus compliqué. L'industrie pétrolière saoudienne dépend déjà largement d'usines de dessalement pour son fonctionnement, un mécanisme digne des shadocks : produire du pétrole, le brûler pour produire de l'électricité, utiliser l'électricité pour produire de l'eau, utiliser l'eau pour produire du pétrole... Il n'est pas évident que ce système soit soutenable sur les prochaines décennies. Et il va dans tous les cas représenter un coût énergétique et financier important.
Et puis il y a bien sur la hausse du niveau de la mer. Selon les projections, elle devrait être d'une quinzaine de centimètres entre 2030 et 2000. L'impact exact de cette hausse devrait être très important compte-tenu de la faible élévation des côtes saoudiennes.
Dès 2030, par exemple, la péninsule de Ras Tanura pourrait devenir... une île. Or c'est là qu'est situé un des plus importants terminaux pétrolier du pays et une raffinerie d'une capacité de 550.000 barils par jour. Même si ces installations ne sont pas menacées directement, difficile d'envisager qu'elles puissent continuer à fonctionner comme si de rien n'était alors que leur environnement change à ce point.
Un problème pour Saudi Aramco mais aussi pour les investisseurs
A ce stade, la question que l'on m'a beaucoup posé ces derniers jours est : d'accord, mais qu'est-ce que ça signifie d'un point de vue financier ? Combien de millions ou de milliards de dollars valent ces risques ? Et qu'est-ce que ça signifie sur la la valorisation en bourse de Saudi Aramco ?
Franchement, je n'en sais rien : une telle évaluation est pratiquement impossible sans la collaboration de l'entreprise elle-même. Et même si Saudi Aramco reconnaît dans les documents accompagnant son entrée en bourse (p. 21) que le changement climatique peut avoir un impact négatif sur son activité, la compagnie ne communique aucun détail.
Peut-on sérieusement espérer se vendre pour près de 2000 milliards de dollars avec un angle mort aussi gros ?
Et peut-on réellement envisager d'investir dans une entreprise qui ne démontre pas qu'elle connaît et gère ces risques ?
Il me semble qu'il y a là un vrai problème pour les gestionnaires de fonds. Au-delà des pertes que pourraient entraîner ces investissements (et on a vu, par exemple avec PG&E, que les choses peuvent aller très vite), leur responsabilité peut être engagée. En droit anglosaxon notamment, les fonds doivent gérer les sommes qui leurs sont confiées en "personne prudente", c'est un composant de ce qu'on appelle leur responsabilité fiduciaire.
Il me parait difficile d'imaginer, en 2019, que quelqu'un d'un tant soit peu prudent et informé accepte de mettre son argent dans une entreprise déjà exposée à un climat extrême si elle ne démontre pas qu'elle est activement engagée dans l'adaptation de son activité à l'évolution du climat.
Vous avez fait quoi ce week-end ? Un peu de bricolage ? Une petite ballade en forêt ? Ou simplement la grasse matinée ? Hé bien, pendant que vous vous prélassiez, le gouvernement, lui, travaillait dur pour le soutenir la production pétrolière française !
Le Journal Officiel daté du dimanche 2 février ferait presque passer la France pour un pays pétrolier : on y trouve 3 décrets accordant de nouvelles concessions pour l'exploitation de pétrole et de gaz - ce qui porte à 65 le nombre total de concessions en France.
Par ailleurs, 2 autres décrets prolongent des concessions existantes et une dernière est étendue. Et il y a aussi la prolongation de 3 permis pour la recherche d'hydrocarbures (qui s'ajoute à celle de 6 autres fin décembre) ainsi qu'une réforme du droit minier en outre-mer visant à faciliter les activités pétrolières en Guyane.
Vous trouvez que ça fait beaucoup pour un pays qui a adopté il y a un mois une loi prévoyant l'arret en 2040 de la production de pétrole et de gaz en France ? En fait, lors du vote de cette loi, Nicolas Hulot avait insisté : elle ne signifie pas que le gouvernement n'autorisera plus d'activités pétrolières en France et encore moins que les permis existants seront révoqués.
On se souvient que l'annulation des permis pour la recherche de gaz et pétrole de schiste après la loi de 2011 bannissant la fracturation hydraulique a été contesté en justice, lançant un feuilleton judiciaire qui se poursuit encore. Laisser les concessions existantes courir jusqu'à leur terme est donc, a priori, de bonne politique. Les prolonger ou en accorder de nouvelles est plus surprenant...
En fait, cet épisode me semble révélateur d'un phénomène beaucoup plus large : à l'image de l'Accord de Paris qui vise zéro émission nette dans la seconde moitié du siècle, un peu partout dans le monde, les politiques énergétiques et climatiques commencent à se donner des objectifs à long-terme très ambitieux, mais dans le même temps on constate un relâchement à court-terme. Comme si l'engagement de devenir propre vers 2050 rendait moins nécessaires les efforts aujourd'hui.
La France en donne un parfait exemple : héraut de l'Accord de Paris mais laissant ses émissions croître, premier pays à fixer dans la loi la fin des énergies fossiles mais accélérant la recherche et l'exploitation d'hydrocarbures sur son territoire... Nous sommes le poivrot qui décide d'arrêter demain et s'offre un verre pour fêter ça !
Et il n'y a pas que nous : l'Allemagne va certainement rater ses objectifs d'émissions pour 2020, la Grande Bretagne devrait louper les siens en 2025, la Belgique ne fait pas mieux, les émissions du Japon s'envolent, on pourrait continuer... Il est peut-être temps de sortir de l'autosatisfaction et de réaliser que le vrai danger pour l'action climatique, ce ne sont pas les délires climatosceptiques d'un Trump mais notre propre laisser-aller.
--------------------------------------- Pour ceux que ça intéressent, voici le détail des concessions et des permis de recherche modifiés le 2 février 2018 : Trois nouvelles concessions :
Concession d'Amaltheus : Concession de 37km² dans la Marne et accordée à IPC France, le deuxième producteur de pétrole en France filiale du groupe suédois Lundin, jusqu’au 1er janvier 2040.
Concession d'Avon-la-Pèze : Concession de 56km² située dans l’Aube et accordée pour 15 ans à Société pétrolière de production et d'exploitation (SPPE), une PME.
Concession de la Conquillie : Concession de 36km² située en Seine-et-Marne et accordée pour 15 ans à Vermilion, un groupe canadien et le premier producteur de pétrole en France avec environ 11.000 barils par jour.
Deux concessions prolongées :
Concession de Saint-Germain-Laxis : Concession de 20km² située en Seine-et-Marne et prolongée jusqu’au 28 septembre 2031.
Concession d’Eschau : Concession de 5km² située dans le Bas-Rhin et prolongée jusqu’au 10 octobre 2031.
Une concession étendue :
Concession de de Champotran : Cette concession située en Seine-et-Marne et accordée jusqu’au 14 août 2038, est étendue de 123km².
Trois "permis exclusif de recherches de mines d'hydrocarbures conventionnels liquides ou gazeux" sont prolongés :
Permis d’Aquila : Ce permis, accordé à Vermilion pour une zone de 283km² située sur la côte de la Gironde, est prolongé jusqu’au 21 juillet 2020. Une demande de prolongation pour ce permis avait été rejetée en mars 2017.
Permis de Forcelles : Ce permis d’exploration sur une zone de 20km² située en Meurthe-et-Moselle est prolongé jusqu’au 7 septembre 2021.
Permis de La Folie de Paris : Portant sur une zone située à l'intersection de l’Aube, de la Marne et de la Seine-et-Marne, ce permis est prolongé jusqu’au 7 août 2021 mais sur une surface réduite à 199km².
A votre avis, un réacteur nucléaire c'est comme une bonne vieille ampoule à filament : soit allumé soit éteint ? Ou est-ce que ça ressemble plutôt à ces lampadaires halogènes dont on peut régler l'intensité lumineuse ?
La question vous parait farfelue ? Et pourtant : ces temps-ci, la flexibilité du nucléaire est un des sujets de débats favoris des pro- et des anti-nucléaires.
Tout semble être parti d'un petit film diffusé par EDF pendant la COP21 et mettant en scène des centrales nucléaires "manœuvrantes", c'est-à-dire capables d'adapter rapidement leur production électrique. Cette vidéo d'une minute à peine est régulièrement réutilisées par EDF. Ce qui ne manque pas de susciter la fureur des opposants à l'atome, ceux-ci contestant de façon véhémente l'idée que le nucléaire puisse faire preuve de la moindre flexibilité.
Pourquoi s'intéresser à la flexibilité du nucléaire ?
Comme pour toute bonne dissertation de philosophie, commençons par nous interroger sur le sujet : pourquoi s'intéresser à la flexibilité des centrales nucléaires ?
Comme souvent, il faut revenir à cette règle fondamentale du réseau électrique : la production d'électricité doit toujours être égale à la consommation.
C'est le rôle du gestionnaire du réseau d'assurer en permanence un équilibre entre les deux membres de cette égalité, sachant que l'un et l'autre varient de façon prévisible (si la météo annonce une baisse de température, par exemple, la consommation va augmenter) ou non (ex : l'arrêt inopiné d'une centrale entraîne une baisse de la production). Ce qui lui simplifierait beaucoup le travail, ce serait des centrales électriques capables de démarrer instantanément et d'ajuster leurs productions à la hausse comme à la baisse à la moindre demande.
Malheureusement, cette centrale parfaitement manœuvrable n'existe pas. Mais les turbines à gaz (en particulier à cycle ouvert) et les barrages hydroélectriques se rapprochent de cet idéal. Le solaire photovoltaïque et l'éolien en sont eux à l'exact opposé puisque la production dépend de facteurs extérieurs sur lesquels nous n'avons aucune prise. Entre les deux c'est une affaire de gradation.
Avec l'impératif de réduction des émissions de gaz à effet de serre, la manœuvrabilité devient une contrainte majeure. L'énergie nucléaire et les renouvelables sont les deux seules options dont nous disposons pour produire de l'électricité sans dioxyde de carbone. On pourrait donc imaginer un mix électrique basé sur ces deux énergies, sauf que...
Sauf que si le nucléaire n'est pas assez flexible, il ne peut pas fonctionner en couple avec les renouvelables qui elles ne le sont pas du tout. Au moins aussi longtemps qu'on ne dispose pas de capacités de stockage massives et/ou d'un système bien plus efficace pour maîtriser la demande.
Les partisans de l'atome placent beaucoup d'espoir dans la lutte contre le changement climatique. Il est donc vital pour eux de lever ce doute : si il ne peut pas travailler avec les renouvelables, le nucléaire, qui est plus cher, plus complexe à construire et moins populaire, risque fort de rester sur le bas-coté de la transition climatique.
En sens inverse, les opposants veulent montrer que le nucléaire empêche le développement des renouvelables dans l'espoir de prouver que, paradoxalement, cette énergie décarbonnée retarde la baisse des émissions dans le secteur électrique.
Techniquement : délicat mais pas impossible
Moduler la puissance d'un réacteur nucléaire n'est clairement pas une chose aisée. Tout l'enjeu de la conception d'un réacteur est de parvenir à équilibrer la réaction de fission, en évitant qu'elle s'éteigne si les atomes en se brisant ne créent pas assez de neutrons pour causer la prochaine fission ou pire qu'elle s'emballe s'ils en produisent trop. Modifier ce point d'équilibre est donc délicat.
Délicat mais pas impossible : on peut ralentir la réaction en introduisant dans le coeur du réacteur un neutrophage, c'est-à-dire un matériaux qui a la capacité d'absorber des neutrons et donc de les retirer de la réaction nucléaire. En général, il s'agit de bore que l'on met dans le réacteur soit sous forme d'acide borique dans l'eau du circuit primaire, soit grâce à des barres de bore que l'on peut plonger ou retirer du réacteur.
Ces manoeuvres ont cependant des effets secondaires désagréables, par exemple :
Une usure plus rapide des mécanismes sollicités comme le système de contrôle des barres de bore (qui est vital pour la sécurité puisque les barres de bore servent avant tout de frein d'urgence : en cas de problème, on
les laisse tomber dans le coeur du réacteur ce qui a pour effet
d'arrêter instantanément la réaction),
De fortes variations de température dans le réacteur, ce qui entraîne des contraintes mécaniques importantes, pouvant par exemple conduire à des fissures dans les pastilles combustibles,
L'apparition de produits de fissions indésirables (comme le xénon).
Pour plus de détails à ce sujet voyez cette étude (chp 3 à partir de la page 27).
L'un dans l'autre, ces effets limitent la possibilité de moduler la puissance du réacteur, cela devient plus difficile par exemple quand le combustible est usé. Ils ont aussi des conséquences sur la disponibilité (de l'ordre de 1.2% ?), le coût d'exploitation et la durée de vie du réacteur... Ces effets ne sont pas encore entièrement connus et quantifiés, si vous êtes intéressé EDF cherchait récemment un stagiaire pour travailler là-dessus.
Économiquement, c'est une autre affaire
Il existe une bonne raison pour que la flexibilité du nucléaire ait été peu étudiée : ce n'est pas la façon dont l'atome a été utilisé jusqu'à présent, un réacteur
apparaissant au contraire comme l'archétype d'une centrale "de base" destinée à fonctionner presque en permanence et à charge quasi-constante.
Pourquoi ? Parce que même si techniquement, un réacteur nucléaire peut faire
varier sa production de façon à suivre la demande, économiquement ça n'a pas
de sens. En effet, l'énergie nucléaire se caractérise par des coûts
fixes massifs et des coûts variables faibles. Pour rentabiliser les investissements initiaux, il faut produire le plus possible, idéalement tout le temps et à pleine charge.
En particulier, les exploitants des centrales ont intérêt à
limiter l'installation d'énergies renouvelables qui bénéficient en général d'une priorité d'accès au réseau si cela risque de les obliger à
réduire leurs production.
Ce n'est pas le cas pour les centrales thermiques dont les coûts initiaux sont plus faibles mais qui ont des coûts variables importants en raison du combustible brûlé. Contrairement aux réacteurs nucléaires, leur survie n'est donc pas forcément suspendue à une production importante.
Qu'en est-il en pratique ?
Puisqu'il existe peu de certitudes sur la flexibilité du nucléaire. Pourquoi ne pas regarder ce qui se passe dans ce grand laboratoire de l'atome qu'est la France ?
Les chiffres de RTE prouvent sans ambiguïté que les réacteurs français modulent quotidiennement leur production dans une marge de l'ordre de 10% en dessous de leurs puissance nominale. Certains d'entre eux la font, en plus, varier de façon beaucoup plus importante mais c'est un peu moins fréquent.
C'est ce que montre le graphique ci-dessous qui représente la production des réacteurs français pendant 2 semaines de 2017 :
On voit notamment que la production nucléaire a été réduite les dimanches 12 et 19 mars pour s'adapter à une demande plus faible. On observe aussi des baisses sur certaines périodes où la production éolienne a été bonne, comme le 18.
Cela ne fait quand même pas des réacteurs nucléaires les champions de la manoeuvrabilité, loin de là... La comparaison avec une centrale à gaz est éclairante :
Sans surprise, la production du réacteur nucléaire et de la turbine à gaz sont varient de façon assez similaire, mais le gaz permet de descendre et de monter beaucoup plus souvent et beaucoup plus rapidement.
Si on se réfère à la pratique actuelle, les réacteurs nucléaires français peuvent donc ajuster leurs production à la baisse mais cette flexibilité est limitée ou peu exploitée.
En conclusion
La réponse est donc mitigée... Oui, le nucléaire dispose d'une
certaine flexibilité. Mais son utilisation systématique poserait des problèmes techniques et économiques, donc oui aussi, un parc nucléaire disproportionné peut limiter l'intégration des énergies renouvelables intermittentes.
Dans le cas de la France, une étude de 2009 (citée par ce rapport mais que je n'ai malheureusement pas pu retrouver)
estime que le parc nucléaire actuel peut s'accommoder sans
problème de 25GW d'éolien
mais qu'ensuite des problèmes techniques et
économiques
pourraient se poser... Comme Emmanuel Macron a promis un doublement des capacité éoliennes, on devrait s'approcher de ce seuil à la fin du quinquennat. Le problème est donc bien d'actualité.
Deux remarques en guise de conclusion de cette conclusion, et après promis je vous lâche :
Je ne crois pas que la manœuvrabilité limitée puisse en
soi disqualifier le nucléaire. En fait, pris seul, cet argument me
semble souvent tautologique : il faut baisser le nucléaire pour
développer les renouvelables, et développer les renouvelables pour
pouvoir baisser le nucléaire... CQFD. Ce sujet ne devient sérieux que
si il existe une raison indépendante que les renouvelables se
développent au détriment du nucléaire (ce qui est le cas à mon avis puisque le parc nucléaire français vieilli et va devoir être remplacé).
Une autre façon de formuler ce problème pourrait être : à puissance installée équivalente, on pourra intégrer plus de capacités renouvelables dans un mix électrique dominé par le gaz, et dans une moindre mesure par le charbon, que dans un mix électrique basé sur le nucléaire. La discussion est donc en réalité très franco-française puisque nous sommes (avec une poignée d'ex-républiques soviétiques) le seul pays dont la production d'électricité dépend majoritairement du nucléaire. Il serait par exemple complètement faux de dire que la fermeture des centrales nucléaires a facilité l'intégration des renouvelables sur le réseau électrique allemand.
Chaque mois, retrouvez l'Observatoire de la fracturation hydraulique :
les statistiques essentielles pour comprendre l'évolution des
hydrocarbures non-conventionnels et les principaux événements qui ont
touché la production de gaz et pétrole de schiste.
Focus : le gaz de schiste a-t-il encore un avenir en Grande Bretagne après la défaite des conservateurs ?
La production américaine de pétrole et de gaz non-conventionnels atteint un niveau record mais la situation reste fragile.
L'Office of Fossil Energy, qui a joué un rôle important dans l'émergence des hydrocarbures non-conventionnels aux Etats-Unis, devrait voir son budget réduit de 58% l'année prochaine.
En Colombie Britannique, les résultats des élections provinciale du 9 mai pourraient contrarier les projets de Shell.
Chaque mois, retrouvez l'observatoire de la fracturation hydraulique :
les statistiques essentielles pour comprendre l'évolution des
hydrocarbures non-conventionnels et les principaux événements qui ont
touché la production de gaz et pétrole de schiste.
Depuis quelques jours, François Fillon semble muscler son discours sur l'énergie. Dans une interview au Monde puis encore ce matin sur France Inter, il a promis "l'arrêt de toute forme de production d’électricité à partir d’énergies fossiles".
Cet engagement est presque exotique : il est rare de voir la production électrique fossile évoquée dans le débat politique français, tant il est dominé par le nucléaire. Mais il a aussi surpris parce qu'un petit parc thermique est souvent jugé indispensable pour faire fonctionner un réseau électrique. Alors que faut-il penser de la promesse de François Fillon ?
Production électrique fossile en France : de quoi parle-t-on ?
La production électrique fossile comprend la production d'électricité à partir de charbon, de gaz naturel et de produits pétroliers. Ces trois combustibles sont à l'origine de plus des deux tiers l'électricité mondiale : environ 40% pour le charbon, un peu plus de 20% pour le gaz et de l'ordre de 5% pour le fioul.
En France, la proportion d'électricité produite à partir des énergies fossiles est beaucoup plus faible. Elle varie d'une année à l'autre mais bon an mal an, elle se situe entre 5 et 9%. En 2016, le gaz représentait de l'ordre des trois-quart de cette production suivi, loin derrière, par le charbon puis le fioul. Cette faible part des fossiles est une originalité française qui s'explique par le rôle très important du nucléaire. Celui-ci assure environ les trois quart de notre production électrique. Ajoutez que la France dispose d'un parc hydroélectrique relativement important et il reste peu de place aux énergies fossiles.
Peut-on s'en passer ? En métropole, peut-être.
Mais même dans ces conditions, quelques centrales utilisant les énergies fossiles restent utiles. En effet, pour qu'un réseau électrique fonctionne, la production doit être en permanence égale à la consommation. Or un réacteur nucléaire est peu manœuvrable : il peut difficilement augmenter et réduire sa production pour s'adapter aux variations de la demande. C'est d'autant plus gênant que, avec le développement du solaire et de l'éolien, la production peut varier en fonction de la météo, il faut donc pouvoir ajuster les autres moyens de production à la hausse comme à la baisse.
C'est ici que les centrales thermiques entrent en scène. Contrairement aux centrales nucléaires, elles sont souvent souples d'utilisation. C’est particulièrement le cas pour les turbines à gaz : elles peuvent démarrer en quelques minutes et leur production peut varier très rapidement.
Bien sur les fossiles ne sont pas la seule solution : les barrages hydroélectriques sont également très performants de ce point de vue et il est aussi envisageable d'agir sur la demande.
Un problème supplémentaire se pose en Corse et en Outre-mer où le réseau électrique est isolé et trop petit pour accueillir une production nucléaire. Là, les fossiles sont pratiquement incontournables.
En Guyane, grâce à l'hydroélectricité, la dépendance aux fossiles n'est que de 40%. Mais en Corse elle dépasse 50%, à la Réunion c'est de l'ordre de 60% et en Martinique ou à Saint Pierre et Miquelon plus de 90% de l'électricité est d'origine fossile...
Centrale thermique de Bouchain, près de Valencienne
Une promesse pas impossible à tenir mais peu crédible à moyen-terme
En bref, il n'est pas techniquement impossible de se passer d'électricité d'origine fossile, mais seulement en métropole. Et c'est un objectif qui nécessiterait une dose de volontarisme et d'innovation.
Les trouve-t-on dans le programme de François Fillon ? Il ne fournit pas de détail ni de date mais propose "d'éliminer les énergies fossiles de la production d’électricité avec un prix plancher de la tonne de carbone de 30 euros minimum". Relever le prix du carbone est certainement une bonne mesure. Là où c'est techniquement faisable, un plancher à 30€ par tonne suffirait sans doute à éliminer la production à partir du charbon, puisque la Grande Bretagne y parvient en ce moment avec un prix du même ordre. Mais il ne renchérirait le coût du kilowattheure produit à partir du gaz que de l'ordre de 1 centime d'euro, difficile d'imaginer que cela suffise...
D'autant que, du fait de leur souplesse et de leurs émissions trois fois moins élevées que celles des centrales à charbon, les turbines à gaz sont souvent vues comme le complément idéal pour le nucléaire et les renouvelables dans le cadre d'un mix électrique bas carbone.
Ce n'est pas un hasard si 11 turbines à gaz, totalisant une puissance de 5GW, ont été construites en France depuis 2010. Parmi celles-ci la toute récente centrale à cycle combiné au gaz de Bouchain, inaugurée en juin 2016, détient le record du monde d'efficacité avec un rendement de 62.2%. La preuve qu'EDF voit un avenir à cette filière et souhaite y investir...
François Fillon, qui refuse l’arrêt de la centrale nucléaire de Fessenheim alors qu'elle est vieille de quarante ans, est-il vraiment crédible lorsqu'il s'engage à faire fermer par EDF mais aussi Engie, EON, Alpiq et Poweo des centrales thermiques presque neuves ?
Interrogée à ce sujet, son équipe se montre nettement plus mesurée :
Lorsque fin mars (au plus tard) le Royaume-Uni lancera officiellement le processus de sortie de l'Union Européenne, à quoi le secteur de l'énergie devra-t-il s'attendre ?
Comme pour beaucoup d'autres sujets, la façon dont l'énergie a été abordée pendant la campagne référendaire (avec des prises de positions aussi fortes que celle pour l'ampoule 60W ou le grille-pain britannique) ne fait pas honneur à la démocratie britannique. Maintenant que le départ de la Grande Bretagne se précise, il est temps de se pencher beaucoup plus en détails sur ses conséquences.
En route vers un "hard Brexit"
Commençons par une question d'ordre général : comment va se dérouler concrètement la sortie de l'Union Européenne ?
La procédure est basée sur l'article 50 du traité de Lisbonne : la Grande Bretagne doit notifier son intention au Conseil européen, elle dispose ensuite de 2 ans pour négocier les modalités de son retrait. Celui-ci devrait donc prendre effet au plus tard fin mars 2019.
Ce délai, auquel il faut en retirer environ 6 mois pour que l'accord obtenu soit ratifié
par le parlement britannique et par les pays membres de l'Union, est horriblement court. En seulement 18 mois, il faudra régler des milliers de questions, souvent très techniques et hautement sensibles - depuis le sort des ressortissants britanniques installés dans l'Union jusqu'à celui de la cave à vin...
Comme si ça ne suffisait pas, la Grande Bretagne et l'UE devront dans le même temps se donner de nouvelles règles notamment pour les échanges commerciaux. Malgré la métaphore souvent employée, le Brexit n'est pas un divorce après lequel chacun va refaire sa vie de son coté, c'est une bouderie entre colocataires : on peut faire en sorte de ne plus se voir mais il faut bien décider qui nettoie la salle de bain et comment on paie l'électricité...
Un des enjeux majeur est donc de savoir quels liens commerciaux la Grande Bretagne va établir avec l'Union Européenne. A priori, quatre solutions étaient envisageables :
Revenir au droit commun de l'Organisation Mondiale du Commerce (OMC), c'est ce qui se passera si aucun accord n'est trouvé entre l'UE et la Grande Bretagne. Les produits échangés, qui circulent actuellement librement, se verraient alors appliquer des droits de douane (en moyenne 1.5% pour les importations vers l'UE)
ainsi que des barrières non-tarifaires (par exemple la vérification de
leur conformité aux normes européennes). Le Royaume Uni perdrait aussi le bénéfice des accords commerciaux
entre l'UE et des pays tiers, par exemple avec la Corée, l'Afrique du
Sud et plusieurs pays d'Amérique Latine. Pire : les services, dont les
services financiers, ne sont pas inclus dans les accords de l'OMC, les banques de la City ne pourraient donc plus faire d'affaires en Europe.
Adhérer à l'Association européenne de libre échange (AELE), qui permet aux produits d'accéder marché unique à condition de respecter les normes européennes mais ne concerne pas non plus les services.
Adhérer à l'Espace économique européen (EEE), la forme d'association la plus étroite adoptée par la Norvège : la Grande Bretagne retournerait dans l'union économique mais serait obligée de contribuer au budget européen et d'appliquer les politiques de l'Union, sans avoir son mot à dire dans leur élaboration.
Négocier un accord bilatéral avec l'Union, une solution flexible adoptée par la Suisse mais nécessitant que Londres s'entendent avec les 27 États restant.
L'adhésion à l'AELE ou à l'EEE semble exclues parce qu'elle imposerait la libre circulation des personnes, une condition inacceptable pour les leaders pro-Brexit. La Grande Bretagne vise donc un accord billatéral avec l'UE qui lui permettrait de maintenir les échanges commerciaux sans avoir accueillir les citoyens européens, à appliquer les directives communautaires et à contribuer au budget...
Même si on suppose - ce qui demande un effort d'imagination - que tous les pays-membres sont prêts négocier un accord de ce type, il est en pratique impossible d'y parvenir en 18 mois. A titre d'exemple il a fallu 29 mois pour négocier l'accord de libre-échange entre l'UE et la Corée du Sud et 20 mois supplémentaires pour qu'il entre en vigueur.
Il est donc très probable que, à partir d'avril 2019, les échanges entre l'Union Européenne et la Grande Bretagne seront régis par les Accords de l'OMC. Au moins pour quelques années. La suite de cet article s'appuie sur cette hypothèse.
Augmentation des coûts : le parc électrique britannique en péril
L'effet du Brexit à long-terme va en tous cas largement dépendre des négociations entre le gouvernement britannique et ses partenaires éconduits
réunis au sein du Conseil Européen. Autant dire plusieurs années (2 ans dans le meilleurs des cas, peut-être une décennie) de
pourparlers rugueux avant
d'arriver à un nouveau régime stable.
L'incertitude est donc la première conséquence du Brexit. Cette atmosphère a pour effets - observables avant même le referendum - de geler les projets et d'augmenter le coût du capital. L'augmentation des risques pousse les investisseurs à exiger plus de garanties et des rendements plus élevés.
Le secteur de l'énergie, qui nécessite d'immobiliser des capitaux importants, va être particulièrement affecté. D'autant que la sortie de l'UE privera aussi le Royaume Uni des
financements de la Banque Européenne d'Investissement (7 milliards d'euros injectés dans l'économie britannique en 2014 dont la moitié dans l'énergie). En cas de non-adhésion à l'EEE, le soutien européen aux projets d’intérêt commun serait également perdu.
Le secteur électrique est très exposé car d'importants investissements sont nécessaires, notamment pour remplacer des réacteurs nucléaires et des centrales à charbon vieillissants. Entre 14 et 19 milliards de livres doivent être investis chaque année d'ici à 2020, soit en plein pendant la période d'inconnu. Le Brexit va donc avoir pour effet immédiat de renchérir le coût du parc électrique britannique. Les filières les plus intensives en capital, comme le nucléaire ou l'éolien off-shore, seront probablement les plus défavorisées.
De plus, la sortie de l'UE a entrainé une dévaluation de la livre sterling et, dans le cadre de l'OMC, des droits de douane devraient être appliqués sur de nombreux produits dont par exemple les transformateurs électriques, les turbines et les batteries. Cela augmentera encore le coût des équipements et services importés. Or le Royaume-Uni en est très
dépendant : parmi les six principaux électriciens outre-manche seuls
deux, Centrica et SSE, sont britanniques. EON/Uniper et RWE sont
allemands, EDF Energy est français et, malgré son nom, Scottish Power
appartient à l’espagnol Iberdrola.
Il est peu probable que beaucoup de ces entreprises européennes suivent la voie d'EDF, qui a confirmé son engagement dans le projet de centrale nucléaire d'Hinkley Point. D'autant que la sanction a été immédiate : avec la dévaluation de la
Livre, le tarif garanti à l'électricien français est passé de 121€/MWh à la veille du referendum à 108€/MWh aujourd’hui.
Le problème des échanges d'électricité et des interconnexions
Déjà aujourd'hui, la production d'électricité britannique est insuffisante pour satisfaire sa consommation : la Grande Bretagne importe près de 20TWh par an, soit plus de 5% de sa consommation, principalement de France et des Pays Bas. Les lignes électriques reliant les îles britanniques au continent sont vitales pour alimenter et équilibrer le réseau.
Six nouveaux projets d'interconnexion avec l'UE et trois avec des
membres de l'Espace économique européen sont en cours de développement, pour un total de 9.9GW. De quoi plus que tripler la capacité des lignes électriques relient la Grande Bretagne à ses voisins.
Mais ces projets sont couteux (les nouvelles interconnexions prévues avec la France à elles seules devraient couter près de 2 milliards d'euros) et ils ont un statut international complexe. Ils vont probablement être gelés ou ralentis en attendant que le cadre réglementaire soit clarifié, avec pour
effet une dégradation de la sécurité énergétique dans les iles
britanniques.
Interconnexions avec la Grande Bretagne en service ou en projet
Enfin, la sortie de l'Espace économique européen devrait entrainer la sortie du Marché intérieur de l'énergie. Ce système permet notamment le couplage des marchés de l'électricité et facilite l'équilibrage transfrontalier. Quitter le marché intérieur de l'énergie, rendra l'équilibrage du réseau britannique encore plus difficile et tirera les prix de l’électricité vers le haut. Cela devrait aussi augmenter la volatilité, déjà élevée en Grande Bretagne avec des conséquences graves pour les nouveaux fournisseurs d'électricité qui se sont multipliés dans le pays depuis 5 ans et qui connaissent d'importantes difficultés.
Peu d'effets pour le gaz et le pétrole
La Grande Bretagne reste un producteur modeste de gaz et de pétrole : de l'ordre de 1% de la production mondiale pour l'un et l'autre. Ces secteurs vont être confrontés aux mêmes problèmes - incertitude réglementaire, capital et importations plus onéreuses - mais les conséquences du Brexit devraient être plus limitées pour le pétrole et le gaz. En effet, contrairement au parc électrique, les infrastructures pétrolières et gazières de la Grande Bretagne (stockage, interconnexions, terminaux méthaniers...) sont suffisantes.
La production domestique d’hydrocarbures sera la bienvenue pour pour limiter les effets inflationnistes de la baisse de la Livre. Dans un contexte d'épuisement des gisements en Mer du Nord, il est donc probable que le Brexit stimule les projets d'exploitation des hydrocarbures non-conventionnels. Ces projets sont déjà activement soutenus par le gouvernement britannique.
Londres devrait quand même y laisser son rôle de bourse européenne du gaz. La domination britannique est depuis longtemps sévèrement concurrencée par les Pays Bas. Les volumes échangés sur le marché néerlandais, la Title Transfer Facility, ont dépassé pour la première fois ceux de son homologue anglais en décembre 2015. Les incertitudes et le risque de change lié au Brexit vont certainement achever de faire basculer les échanges de gaz vers le continent.
Climat et environnement
La sortie de l'Union Européenne peut libérer le Royaume Uni des normes environnementales européennes (par exemple la directive
sur les énergies renouvelables ou celle sur les émissions
industrielles) et
d'une partie de ses engagements climatiques.
En particulier, le pays a ratifié l’Accord de Paris mais n’a pas pris d’engagement de
réduction de ses émissions, ceux-ci ayant été décidés au niveau
européen, il faudra donc que l'UE retire la Grande Bretagne de son INDC et que celle-ci fasse ses propres propositions. De plus, Londres va probablement
perdre au moins temporairement son accès au marché européen du carbone - ce qui
représente un risque financier pour les entreprises qui détiennent des
permis d'émissions.
Même si les objectifs environnementaux du Royaume ont été en
partie contractés hors du cadre européen et/ou retranscrits dans la loi
nationale, par exemple par le Climate Change Act de 2008, le Brexit ouvre donc là aussi un espace d’incertitude. D'autant que, comme nous l'avons vu, la sortie de l'UE peut encourager le recours à des solutions polluantes : allongement de la durée de vie des centrales thermiques existantes rendu nécessaire par les retards d'investissements dans la production électrique et les interconnexions, exploitation des hydrocarbures non-conventionnels facilités par la baisse la Livre...
Enfin le départ de la Grande Bretagne modifiera les équilibres politiques au sein de l'Union Européenne. La
libéralisation des marchés de l'énergie, l'exploitation des
hydrocarbures non-conventionnels ou l'ambition climatique, des positions
dont Londres s'est depuis longtemps fait l'avocat, seront affaiblies par le départ britannique. La France va aussi perdre un allié de poids face à la position anti-nucléaire de l'Allemagne.
Même si les conséquences de la sortie de l'Union Européenne dépendent
largement d’accords qui restent à trouver après activation de l’article 50, une chose est certaine : elles ne seront pas négligeables pour les énergéticiens britanniques et européens. Le Brexit ouvre une période de
forte incertitude pour eux, ils doivent s’y préparer et ils ont tout intérêt à s’impliquer dans les négociations qui
commenceront au printemps.
Vous pouvez également retrouver les points clés de cet article dans mon interview pour Politiques Énergétiques :
Publié le 20 juin 2016 par Thibault Laconde, dernière mise à jour le 17 janvier 2017.
Je suis ingénieur et consultant, spécialiste des risques climatiques avec une inclinaison pour l'énergie. Depuis 2011, ce blog m'accompagne dans ma réflexion. Vous y trouverez des explications simples sur des sujets compliqués, du fact-checking et parfois quelques idées neuves.
