La transition énergétique n’est pas une notion universelle

La transition énergétique à la française n’est pas un concept universel. Si nombre de pays de l’Union Européenne se sont engagés dans la mutation de leur système énergétique, tous emploient, pour désigner ces évolutions, un vocable différent. Derrière les dénominations propres, ce sont des objectifs spécifiques qui sont poursuivis, ce sont des mix énergétiques initiaux particuliers qu’il faut faire évoluer, ce sont enfin des moyens financiers et industriels inégaux qui peuvent être mis à contribution. L’Energiewende allemande, la Sostenibilidad Energetica espagnole ou encore le Climate Change Bill britannique sont donc des initiatives singulières, qui, si elles ne sont pas davantage coordonnées, sont susceptibles d’induire des conséquences regrettables pour le système électrique européen. Autant d’expériences à méditer pour en tirer un certain nombre d’enseignements…

Le brusque « virage énergétique » allemand est particulièrement éclairant. Celui-ci, qui doit se traduire par une sortie définitive du nucléaire en 2022, s’accompagne, pour l’heure, d’une spectaculaire montée en puissance de la part des EnR dans le mix électrique. Cet afflux d’électricité verte, fatale, et intermittente, perturbe les systèmes électriques des pays interconnectés. Partout la rentabilité des CCG est remise en question par la diminution de leur nombre d’heures de fonctionnement.

Le tournant allemand : les conséquences d’une décision soudaine et unilatéralement adoptée

Ainsi, en France, les centrales nucléaires doivent moduler leur production pour équilibrer les flux de puissance transitant sur le réseau. Aux frontières polonaise et tchèque, les gestionnaires de réseaux observent d’importants transits de puissance non contrôlés, qui sont occasionnés par les congestions du réseau allemand. Sur les marchés, les tarifs d’achat des EnR, conjugués à la priorité d’injection sur les réseaux dont jouissent ces moyens de production, engendrent une baisse artificielle des prix de gros conduisant parfois à l’apparition de prix de l’énergie négatifs. Ces perturbations sont d’autant plus dommageables que les résultats environnementaux de la transition énergétique allemande sont encore incertains. Certes, la production d’énergie électrique d’origine renouvelable y a fortement crû ces dernières années (23% de l’électricité produite en 2012). Mais, dans le même temps, la production d’origine fossile a elle aussi augmenté (+15 TWh entre 2010 et 2012). Si bien que le kWh allemand reste, à ce jour, l’un des plus carbonés d’Europe et l’économie allemande l’une des plus émettrices de CO2 (728 millions de tonnes en 2012).

Le paradoxe climatique danois

Plus encore que l’Allemagne, le Danemark illustre le paradoxe selon lequel une pénétration importante des EnR dans le mix électrique peut aller de pair avec de médiocres performances environnementales. En effet, grâce au choix précoce qui fut fait de recourir massivement à l’énergie éolienne, le Danemark produit aujourd’hui 40% de son électricité via les EnR. Pourtant, avec 478 grammes de CO2 par kWh, l’électricité danoise figure parmi les moins sobres en carbone d’Europe: la faute à la place toujours prépondérante qu’occupent le charbon et le gaz dans la production d’électricité (56% de l’électricité produite).

Les leçons de l’impasse espagnole

A côté des expériences allemandes et danoises, le cas de l’Espagne illustre un autre principe fondamental : toute transformation de l’industrie électrique engendre des coûts qui doivent être adéquatement financés, sous peine de compromettre la pérennité du système. Ainsi, les sérieuses difficultés financières des opérateurs électriques espagnols sont-elles directement imputables au refus politique prolongé de faire supporter, aux consommateurs finaux, le coût des mesures de soutien aux EnR. Prenant conscience du caractère non soutenable de la situation de déficit tarifaire (4,5 Md€ en 2012) qui prévalait jusqu’alors, et désireux de solder la dette due aux principaux producteurs (26Md€ en 2012), l’Etat espagnol a engagé une série de réformes de son secteur électrique. Toutefois, le caractère tardif de la réponse des pouvoirs publics et la dégradation de la conjoncture économique espagnole ont rendu ces réformes particulièrement lourdes pour les ménages et le secteur privé.

Le choix britannique : le recours au marché pour décarboner la production électrique

Le Royaume-Uni, enfin, se distingue par la mise en place d’un cadre réglementaire atypique et la poursuite d’un objectif prioritaire clairement identifié : la réduction des émissions de GES de l’économie britannique. Pour ce faire, le Gouvernement entend mettre en place un prix plancher du carbone et des instruments de marché visant à soutenir toutes les productions d’électricité décarbonées (EnR et nucléaire): les contracts for differences. En outre, afin de garantir la sécurité d’approvisionnement, la loi prévoit la mise en place d’un marché de capacité fonctionnant sur le principe d’enchères centralisées.

Des voix discordantes dans le débat européen

Ces vues divergentes au sein des vingt-huit ont été mises en lumière, lors de la consultation publique menée par la Commission européenne, dans le cadre de l’élaboration du livre vert intitulé : « Un cadre pour les politiques en matière de climat et d’énergie à l’horizon 2030 ». Le choix entre un ou plusieurs objectifs contraignants comme outil de pilotage de la politique européenne de l’énergie fut l’une des principales pierres d’achoppement des débats. Tout comme la question de l’éventuel maintien d’un objectif contraignant de production d’énergie d’origine renouvelable pour chaque Etat membre.