« La sortie anticipée du charbon en Allemagne aura aussi des conséquences pour la France » Pour répondre à la forte demande en hiver, la France importe beaucoup d’électricité produite par les centrales à charbon allemandes. Elle devra trouver d’autres solutions, estime Thomas Pellerin-Carlin, directeur du centre énergie de l’Institut Jacques- Delors.

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La centrale à charbon de Mannheim, en Allemagne, le 23 novembre 2021. DANIEL ROLAND/AFP

 

La Croix : La nouvelle coalition au pouvoir en Allemagne veut avancer à 2030 la sortie du charbon, prévue jusqu’alors en 2038. Cet objectif vous semble-t-il réaliste ?

Thomas Pellerin-Carlin :C’est ambitieux, mais pas facile à réaliser, même s’il n’y a pas d’obstacles techniques majeurs. Le charbon représente aujourd’hui environ 25 % de la production d’électricité en Monde/Europe/allemagne-actualite-info" target="_self">Allemagne. Le remplacer par beaucoup d’énergies renouvelables et un peu de gaz est faisable, mais va exiger des investissements très importants et rapides.

→ ANALYSE. Monde/Nous-voulons-oser-progres-Allemagne-Olaf-Scholz-presente-accord-coalition-2021-11-24-1201186810" target="_self">En Allemagne, Olaf Scholz présente son accord de coalition

En l’espace de vingt ans, les renouvelables sont déjà passés de 7 % à 45 % de la production électrique, c’est remarquable. Aller plus loin implique d’accélérer encore, alors que l’on a observé un ralentissement du déploiement ces dernières années. Des obstacles sont aussi à surmonter. Beaucoup de capacités renouvelables sont dans le nord du pays alors qu’une grande partie des besoins sont dans le sud. Il faut construire des lignes à haute tension et surmonter les réticences des populations. Les lignes peuvent être enterrées, mais cela coûtera beaucoup plus cher.

L’Allemagne sera-t-elle obligée d’importer plus de gaz, russe notamment ?

T. P.-C. :Pas forcément. Mais tout va dépendre de la capacité de l’Allemagne à investir très vite dans les renouvelables. La part du gaz, qui représente 16 % de la production d’électricité, pourrait alors ne pas augmenter beaucoup plus. À l’inverse, si le pays demeure en dessous de ses objectifs de déploiement solaire et éolien, il aura besoin de plus de gaz.

Quelles peuvent être les conséquences de cette nouvelle stratégie sur le marché électrique européen ?

T. P.-C. :Plus l’Allemagne va installer de renouvelables, plus les prix de l’électricité seront bas quand il y aura du vent et du soleil. À l’inverse, ils seront plus élevés quand il n’y en aura pas. La volatilité des prix jouera donc dans les deux sens et incitera à consommer de l’électricité au moment où elle sera peu chère. Cela joue en faveur, notamment, des pompes à chaleur et de la production d’hydrogène.

La sortie anticipée du charbon en Allemagne aura aussi des conséquences pour la France. Nous risquons d’être affectés, car nous dépendons beaucoup, à la pointe du soir en hiver, de l’électricité produite par les centrales à charbon allemandes. Faute d’avoir voulu faire les investissements nécessaires, nous manquons, en effet, de capacités pour répondre à la pointe de consommation en hiver, très élevée du fait du développement du chauffage électrique. La fin du charbon en Allemagne va obliger la France à trouver d’autres solutions, comme la réduction de la consommation via une meilleure isolation des bâtiments.

Analyse

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Ces derniers jours, le prix de l’électricité sur le marché de gros a atteint des niveaux qui n’avaient plus été observés depuis 9 ans (photo d’illustration). Petar - stock.adobe.com

 

Il aura suffi cette semaine que les premiers coups de froid s’installent dans l’Hexagone pour que le prix de l’électricité sur le marché de gros retrouve des sommets. Jeudi 25 novembre, le MWh valait 372,64 € à la pointe du matin à 8 heures et 375 € à 18 heures. Toute la journée, le prix n’est pas redescendu en dessous de 330 €. Rebelote, vendredi 26 novembre au matin, entre 8 et 9 heures, où il était à 345 €. Ces niveaux n’avaient pas été atteints depuis neuf ans.

Le prix de la tonne de CO₂ est au plus haut

Plusieurs facteurs expliquent cette nouvelle poussée de fièvre, même si la hausse des prix s’est enclenchée depuis plusieurs mois, avec la reprise de l’activité économique et donc des besoins électriques.

Il y a d’abord les cours du gaz qui sont toujours très hauts, à plus de 93 € le MWh sur le marché européen de référence, le TTF. Depuis le 1^er janvier, ils ont été multipliés par 4,6. À cela s’ajoute l’envolée du prix de la tonne de CO₂ qui a atteint la barre des 75 €, jeudi 25 novembre. Du jamais-vu.

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Cette combinaison haussière du prix du gaz et du carbone a un impact direct sur le marché de l’électricité, car son prix dépend du coût de production de la dernière centrale appelée pour équilibrer l’offre à la demande. Or il s’agit la plupart du temps d’une centrale thermique à gaz.

La dépendance au chauffage électrique

Plus d’un tiers des ménages français (35 %) ont des radiateurs électriques, une proportion plus importante que chez nos voisins. Cette particularité s’explique par la construction du parc nucléaire au milieu des années 1970, qui a poussé les autorités à encourager le développement des usages électriques.

Les pics de consommation d’électricité sont donc plus importants en France qu’ailleurs et dépendent fortement de la météo. C’est ce que RTE appelle la « thermosensibilité ». Selon le gestionnaire du réseau de transport, chaque degré en moins en hiver correspond à 2 400 MW de capacités supplémentaires appelées pour répondre à la demande. Et à la pointe du matin et du soir, il s’agit souvent de centrales thermiques allemandes.

Des réacteurs nucléaires à l’arrêt

Pour ne rien arranger, la France est actuellement dans une situation tendue en termes d’approvisionnement en électricité. La crise sanitaire et les mesures de confinement ont profondément désorganisé le calendrier de maintenance des centrales nucléaires d’EDF, qui assurent normalement un peu plus de 70 % de la production.

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Actuellement, 13 réacteurs sur 56 sont à l’arrêt, pour du rechargement de combustible ou des visites de contrôle très lourdes pour prolonger leur durée de vie. En janvier et en février, la disponibilité du parc nucléaire sera encore à un niveau plus faible que sa moyenne historique, selon les prévisions de RTE, qui vient d’ailleurs de placer l’hiver sous « vigilance particulière » en termes de sécurité d’alimentation.