[Dossier] Brexit : quels effets pour le secteur de l'énergie ?

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 ?

Electricité, gaz, pétrole, climat... Quelles seraient les conséquence du brexit pour l'énergie ?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.

Projet d'interconnexions électriques entre l'UE ou l'EEE et la Grande Bretagne
Interconnexions avec la Grande Bretagne en service ou en projet

Un point positif cependant : même dans le cadre de l'OMC, les échanges d'électricité (tout comme ceux de pétrole, de gaz ou de charbon) entre la Grande Bretagne et l'UE ne seront pas soumis à des droits de douane

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.



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Baseload, mythe ou réalité (3) : Un monde sans centrales de base ?

Cet article fait partie d'une série consacrée au concept de baseload (ou charge de base) et à son rôle dans la gestion du réseau électrique. Vous pouvez retrouver les autres articles ici :
  1. De quoi parle-t-on ?
  2. Nucléaire et baseload : de "en couple" à "c'est compliqué"
  3. Un monde sans centrales de base (vous y êtes)
  4. A venir. Rendez-vous la semaine prochaine... 
Cette série s'inspire d'une étude que j'ai réalisé récemment. Ce travail a également abouti à la publication d'un article en anglais dans Petroleum Economist.

Dans le post précédent, nous avions vu que l'utilisation de centrales thermiques ou nucléaires de base ne répond pas à un impératif technique mais à une logique économique : ces centrales étaient réputées pour avoir le coût marginal de production le plus faible, il était donc rationnel de les faire fonctionner le plus souvent et le plus longtemps possible. Ce raisonnement devient obsolète avec l'arrivée d'énergies renouvelables, comme le solaire ou l'éolien, dont le coût marginal est pratiquement nul.

Il n'y a donc plus de raison ni technique ni économique de réserver la production de l'électricité de base à l'atome et au charbon comme c'était généralement le cas au XXe siècle. Mais bien sûr, un basculement d'installations centralisées et "dispatchables" vers une production d'électricité diffuse et intermittente a des implications importantes.


Un prérequis : repenser le réseau


Les réseaux électriques, en particulier, doivent être réorganisés pour connecter les nouveaux sites de production avec les zones de consommation. Une meilleure coordination, le renforcement des transmissions longue distance et des interconnexions entre réseaux sont également cruciales pour permettre le transport de l'électricité dans une vaste zone, réduisant ainsi la probabilité de sur- ou sous-approvisionnement. L'Allemagne, par exemple, prévoit de renforcer plus de 3000km de lignes et d'en créer environ 2700km notamment entre son Nord venteux et son Sud industriel.
En sens inverse, la généralisation de la production d'électricité en zone résidentielle principalement grâce au solaire sur toiture peut soulager les réseaux urbains : une étude évalue par exemple le gain à 1.4Mds$ pour le réseau électrique californien.

En général cependant des investissements sont indispensables pour renforcer les réseaux et créer des capacité de stockage alors que les centrales électriques nécessaires à la bonne vieille gestion en baseload existent déjà dans tous les pays développés et émergents. Changer de modèle a donc un coût.


Un prix de l'électricité plus bas mais plus volatil


Les investissements ne sont pas le seul problème économique qui se pose dans la gestion d'un réseau sans centrales de base. Parce qu’ils produisent à un coût marginal nul, le solaire et l'éolien tendent à tirer le prix moyen de l'électricité vers le bas.
Déjà aujourd'hui, ce phénomène met un très forte pression sur les producteurs d'électricité traditionnels et peut conduire à la fermeture prématurée de centrales thermiques et nucléaires qui sont encore nécessaires à l'équilibrage du réseau. Celles-ci doivent donc être protégées, par exemple par le biais d'un "mécanisme de capacité" c'est-à-dire en payant payer les exploitants, en plus du revenu qu'ils tirent de la vente de l'électricité, pour le maintien de la capacité existante.

De plus si le prix de gros a tendance à baisser en moyenne, il devient aussi plus volatil. En Allemagne, il n’est pas inhabituel depuis l'Energiewende de voir les prix descendre en dessous de zéro ou grimper au-dessus de 50€/MWh. Ces épisodes sont devenus plus rares mais en décembre de 2016 (certes dans des conditions particulières : baisse de la consommation pendant les fêtes et très forte production éolienne) le prix de l'électricité allemande s'est encore effondré pendant quelques heures jusqu'à -70€/MWh alors qu'il frôlait les 100€/MWh quelques jours plus tôt. L'Australie-méridionale a connu une situation similaire cet été.
Ce phénomène s'explique par une flexibilité insuffisante : lorsque la production est plus élevée ou plus basse que prévu, en l’absence de mécanisme plus efficace, c'est la variation des prix qui est chargée d'assurer l'égalité entre l'offre et la demande. Comme l’élasticité-prix de l'électricité est faible cette variation doit être très marquée pour produire un effet. Ce phénomène peut d'ailleurs se produire sur n’importe quel système électrique trop peu flexible : avec une capacité limitée d’interconnexion et de faibles réserves, la Grande-Bretagne connaît souvent des prix négatifs et de forte variations des cours même si plus de 90 % de son électricité provient de sources non-intermittentes.


De nouveaux besoins de flexibilité

 
Afin d'assurer la stabilité du réseau en limitant cet inconvénient, l'offre et la demande doivent réagir beaucoup plus vite à un signal-prix ou à une injonction du gestionnaire. D'importants efforts sont donc nécessaires pour augmenter leur flexibilité.

Côté production, cela signifie des centrales qui peuvent être démarrées ou arrêtées rapidement pour équilibrer le réseau. Cette réserve peut être composée de turbines à gaz ou de renouvelables "dispatchables", c'est-à-dire capable de démarrer à la demande (contrairement aux énergies intermittentes dont la production dépend de conditions extérieures). Ces énergies renouvelables dispatachables comprennent notamment l'hydroélectricité avec barrage, la géothermie, la biomasse ou le solaire thermique avec stockage.
Il faut tout de même noter que l'obligation de maintenir des centrales prêtes à démarrer n'est pas nouvelle. Même avec un parc traditionnel, constitué uniquement de centrales dispatachables, une réserve de l'ordre de 15% est nécessaire pour faire face aux arrêts inopinés et aux indisponibilités.

Du côté de la consommation, cela implique d'encourager les consommateurs résidentiels, industriels et commerciaux à consommer moins d’électricité pendant les heures de pointe ou quand la production est faible. En sens inverse, il peut être nécessaire de les inciter à consommer voire à gaspiller pendant les périodes de surproduction. Cela peut passer par divers moyens, de l'incitation financière à la sensibilisation du consommateur.
La maîtrise de la demande d'énergie est sans aucun doute une clé de la transition énergétique mais elle n'est pas nouvelle non plus : le terme "demand side management" est apparu pendant la crise énergétique de 1973. Et elle devient chaque jour plus facile grâce au développement des technologies de l’information et des communications.

Au croisement de la production et de la consommation se trouve un domaine presque entièrement nouveau : le stockage de l'électricité. Il peut permettre d'absorber les excès d’électricité pour les restituer pendant les heures de pointe ou quand la production est faible. Des solutions pour stocker l’électricité sont déjà bien maîtrisées, par exemple pompage-turbinage, et beaucoup d’autres entrent actuellement en phase commerciale comme les batteries domestiques, le vehicle-to-grid, le power-to-gas, etc.


Changer de regard sur le service rendu par le réseau électrique 


Payer des centrales électriques qui ne fonctionnent pas alors que les producteurs sont étranglés par la baisse du prix moyen... Inciter les clients tantôt à consommer plus, tantôt à consommer moins... Stocker à grand prix une électricité qui ne coûte presque plus rien à produire... Cette situation n'est-elle pas absurde ?
En fait, elle doit plutôt nous inciter à changer de regard sur le réseau électrique : ce qui s'y échange ce ne sont pas des mégawattheures mais des capacités à le maintenir en équilibre. Dans cette perspective, la distinction entre producteur et consommateur s'estompe : l'échange se fait entre ceux qui veulent libérer une quantité d'électricité (en la produisant, en baissant leur consommation ou en puisant dans leur stockage) et ceux qui souhaitent utiliser cette capacité (en arrêtant leur production, en consommant de l'électricité ou en la stockant).

Si on pousse jusqu'au bout cette logique, il est envisageable qu'à terme, ma facture d'électricité ne dépende plus de la quantité consommée mais de la modulation de ma demande, et éventuellement de ma production, en fonction de l'équilibre du réseau. Du coté de l'offre on se rapproche déjà de ce système : les prix de gros négatifs agissent comme un taxe sur les producteurs qui ne sont pas capables de moduler leur production à la baisse, alors que les pics récompensent ceux qui peuvent la faire augmenter rapidement.

Si fonctionnement est possible, est-il pour autant souhaitable ? Au final que retenir de cette série d'articles ? Rendez-vous mardi prochain pour la conclusion.


Publié le 3 janvier 2017 par Thibault Laconde



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Ouvrons la discussion : activité du blog en 2016 et prochaines étapes

Comme chaque début d'année, voici quelques informations sur l'activité d’Énergie et Développement, suivies de réflexions un peu plus personnelles sur lesquelles je serais ravi d'avoir votre opinion. Si vous êtes un lecteur fidèle ou que vous vous intéressez à l'évolution de ce blog, prenez un instant pour lire ce post et n'hésitez pas à y répondre.

Concernant l'activité du blog :
  • Énergie et Développement a soufflé récemment sa 5e bougie (le premier article date du 11 septembre 2011) et devrait recevoir dans les prochains jours son deux millionième visiteur.
  • J'ai publié 50 articles l'année dernière contre 60 l'année précédente. 
  • En 2016, le blog a accueilli très exactement 809.939 visites, 44% de plus que l'année précédente. Le meilleur mois en terme de fréquentation a été novembre avec 96.772 pages vues.
  • 2800 personnes environs sont abonnées à la newsletter, deux fois plus qu'en janvier 2016.
En clair, 2016 a encore été un très belle année pour le blog. Je n'ai pas de références auxquelles comparer ces chiffres mais il me semble évident qu'Energie et Développement dispose désormais d'une base solide de lecteurs et d'une influence considérable.

Dans cette situation, je m'interroge sur l'avenir du blog (et accessoirement le mien).

A l'origine, l'animation de ce site est pour moi un hobby : je m'en occupe quand ça m'amuse et je traite des sujets qui m'intéressent. Je ne suis certainement pas blogueur professionnel (si une telle chose existe). D'ailleurs, le blog ne génère aucun revenu, pas parce que je suis un être éthéré mais parce que les incitations crées par la monétisation (pertes d'indépendance, recherche du buzz...) me semblent contraires aux orientations que je souhaite lui donner.
Je n'appartiens pas non plus à une profession où tenir un blog est facilement valorisable. Au contraire, ça aurait plutôt tendance à me fermer des portes : j'ai passé plusieurs entretiens où on m'a fait comprendre que c'était rédhibitoire.
Finalement, je suis complètement étranger au monde de la communication ou du journalisme et je me retrouve à la tête d'un truc dont je ne sais pas vraiment quoi faire...

Je me demande donc comment continuer à développer Énergie et Développement. Et, puisqu'il faut bien manger, comment articuler ça avec une activité rémunératrice.

Je serais très intéressé d'avoir votre avis là-dessus :
  • Vous qui venez régulièrement, qu'est-ce que vous appréciez sur ce blog ? Qu'est-ce qui pourrait être amélioré ? Que voudriez-vous y voir de nouveau ? Quels sujets pourraient y être traité en 2017 ?
  • Si vous avez cette expérience, comment gérer la croissance d'un site ? Comment en tirer parti ? Quels sont les pièges à éviter ?
  • Et, last but not least, comment concilier la tenue d'un blog avec sa vie professionnelle ? Comment le valoriser sans se compromettre ?
D'une manière générale, si vous avez des idées ou des conseils, n'hésitez pas ! Vous pouvez répondre en commentaire ou, si vous préférez, me contacter directement par mail.

Publié le 2 janvier 2017 par Thibault Laconde

[Infographie] Quel est l'effet pour le climat de vos bonnes résolutions 2017 ?

On a parfois l'impression que le changement climatique est un sujet lointain sur lequel on ne peut pas faire grand chose. C'est la faute aux centrales à charbon chinoises, non ?
Hé bien, non... Notre mode de vie et nos habitudes influencent largement les émissions de gaz à effet de serre ! Vous serez surpris de voir à quel point les bonnes résolutions que vous vous apprêtez peut-être à prendre pour 2017, tout en étant bonnes pour vous, peuvent avoir un effet sur la quantité de carbone que vous allez émettre cette année.

Baseload, mythe ou réalité (2) : Nucléaire et baseload, de "en couple" à "c'est compliqué"

Un réseau électrique doit-il toujours avoir une base d'électricité atomique ou thermique ?
Cet article fait partie d'une série consacrée au concept de baseload (ou charge de base) et à son rôle dans la gestion du réseau électrique. Vous pouvez retrouver les autres articles ici :
  1. De quoi parle-t-on ?
  2. Nucléaire et baseload : de "en couple" à "c'est compliqué" (vous y êtes)
  3. Un monde sans centrales de base ?
  4. A venir. Rendez-vous la semaine prochaine... 
Cette série s'inspire d'une étude que j'ai réalisé récemment. Ce travail a également abouti à la publication d'un article en anglais dans Petroleum Economist.

Dans le post précédent, nous avions vu que la "baseload" d'un système électrique est sa consommation minimum, ou pour le dire autrement la puissance qui est toujours nécessaire. Historiquement la baseload a été la chasse gardée des très grosses centrales électriques, souvent nucléaire ou charbon. Mais est-ce que cette association va de soi ?


Pour le nucléaire et le charbon, il y a une vie hors de la baseload


Il y a en fait deux versants à cette question :
  • Les grandes centrales thermiques ou nucléaires peuvent-elles produire autre chose que de l'électricité de base ? Dans le schéma traditionnel, la puissance qu'elles produisent est pratiquement constante dans le temps, elle ne varie que pour tomber à zéro lors des maintenances ou des arrêts inopinés, pourrait-il en être autrement ? Pourrait-on faire varier leurs productions ?
  • Une base de centrales thermiques ou nucléaires est-elle nécessaire pour faire fonctionner un réseau électrique ? En particulier, pourrait-on s'en passer partiellement ou totalement au profit d'énergies renouvelables intermittentes ?
La réponse à la première question est : oui. D'un point de vue technique, il n'est pas nécessaire que la production des réacteurs nucléaires ou des centrales à charbon soit constante. La puissance fournie par ces centrales peut varier de 1 à 5% par minute. C'est beaucoup moins que les turbines à gaz qui excellent dans ce domaine (de 10 à 30% par minute) mais assez pour s'adapter aux variations de la consommation et de la production et fonctionner en suivi de charge.
En France, la part très importante du nucléaire impose depuis longtemps que certaines centrales fonctionnent dans ce mode, EDF affirme ainsi pouvoir faire varier la puissance produite par un réacteur nucléaire de 80% à la hausse ou à la baisse en 30 minutes.


Peut-on se passer d'une baseload thermique ou nucléaire ?


La réponse à la seconde question est plus controversée parce qu'il n'existe pas encore d'exemple de pays ayant complètement éliminé les centrales de base pour se reposer uniquement sur des sources variables dans le temps. Cependant les quelques expériences existantes ainsi que de nombreuses simulations amène aussi à répondre oui.

La baseload n'a pas a être la chasse gardée du nucléaire et du charbon. En Allemagne, où la part des renouvelables dans le mix électrique atteignaient 29% en 2015 (dont 12.3% d'éolien et 6% solaire photovoltaïque), les énergies intermittentes contribuent régulièrement à la baseload. Il n'est pas rare de voir la production renouvelable dépasser 30GW soit plus que le charbon. On trouve une situation similaire en Australie-Méridionale où la production renouvelable atteignait 37.8% en 2014 dont 31.5% d'éolien et 5.7% de solaire photovoltaïque.

Exemple de réseau sans baseload fossile ou nucléaire : l'Allemagne
Production d'électricité en Allemagne fin septembre : le charbon s'adapte aux variations de la production renouvelable (par exemple dans la nuit du 27 au 28 ou la soirée du 30). 

Ces cas restent pour l'instant isolés mais de nombreuses études ont montré que les grandes économies peuvent fonctionner avec 80 à 100% d'énergies renouvelables. C'est le cas notamment des États-Unis, de la Grande Bretagne, de l'Australie, de l'Europe du Nord ou encore de la France. Ces études s'appuient sur des simulations de l'état du réseau, généralement sur plusieurs années avec un pas inférieur à une heure, pour montrer que l'équilibre entre la production et la consommation d'électricité peut être maintenu même avec un très fort taux de pénétration des énergies intermittentes.


La baseload nucléaire ou thermique : un choix économique... obsolète


Contrairement à une idée reçue, l'utilisation du charbon et de l'atome pour couvrir la baseload ne découle donc pas d'un impératif technique mais de considérations économiques. L'électricité issue des centrales nucléaires, et dans une moindre mesure des grandes centrales à charbon, était réputée avoir le coût marginal le plus faible : le combustible étant peu onéreux, une fois les centrales construites il était logique de les utiliser le plus souvent et le plus longtemps possible.

Cela appelle deux remarques :
  • D'abord concernant spécifiquement les EPR d'Hinkley Point, projet lancé pour "sécuriser la baseload" : le coût marginal de l'électricité est peut-être faible pour le producteur mais pour le consommateur britannique il est fixé via le "contract for difference" à 92.5£/MWh, soit beaucoup plus cher que la plupart des autres sources. Dans ces conditions, Hinkley Point C a-t-elle vraiment vocation à fonctionner en base ? Du point de vue du consommateur, il serait au contraire rationnel de ne l'appeler qu'en dernier recours et comme le contrat ne prévoit pas d'accès prioritaire au réseau ou d'obligation d'achat cela pourrait bien arriver. Je ne sais pas si l'idée a effleuré EDF...
  • Ensuite la même logique qui voulait que l'on réserve au nucléaire et au charbon un accès prioritaire au réseau impose désormais que l'on fasse passer d'abord les renouvelables dont le coût marginal est encore plus faible. Et cela indépendamment de toute politique de soutien aux renouvelables ou de tout agenda anti-charbon ou anti-nucléaire. De facto la notion de baseload nucléaire ou charbon devient donc obsolète dès que les énergies renouvelables commencent à jouer un rôle significatif dans la production d'électricité.
Évidemment la montée en puissance de ces énergies intermittentes a d'autres coûts. Elle peut, par exemple, nécessiter un mécanisme de capacité pour compenser les variations soudaines de production. Ces énergies rentrent donc mal dans un ordre de mérite basé sur le coût marginal de chaque source prise indépendamment. Peut-être que c'est précisément ce raisonnement qui doit être abandonné au profit d'une vision plus globale du système électrique et de son équilibre ? C'est ce dont traite l'article suivant.

Publié le 15 décembre 2016 par Thibault Laconde

Illustration : By Justcool54 (Own work) [CC BY-SA 4.0], via Wikimedia Commons



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Baseload, mythe ou réalité (1) : de quoi parle-t-on ?

Le 29 septembre 2016, le gouvernement Britannique a signé avec EDF et le chinois CGN un contrat pour la construction de deux EPR à Hinkley Point. C'est la première fois depuis 1987 qu'un réacteur nucléaire va être construit en Grande Bretagne et il a fallu presque 20 ans de tergiversations pour en arriver là.

Lors de ce débat, un argument est revenu régulièrement chez les partisans du projet : pour fonctionner un réseau électrique aurait besoin d'une base de très grosses centrales et le nucléaire est la seule technologie permettant de l'assurer sans émissions de gaz à effet de serre. Pour reprendre les termes employés par Amber Rudd, qui était à l'époque ministre de l'énergie : la centrale d'Hinkley Point C se justifiait malgré son coût et les difficultés techniques parce qu'il faut impérativement "sécuriser la baseload".
Ce raisonnement se retrouve fréquemment dans les discours pro-nucléaires, mais est-il réellement fondé ?

La question m'a été posée le cadre de mon activité de consultant. Ce travail a notamment abouti à la publication d'un long article en anglais dans Petroleum Economist.
Comme ce sujet se retrouve aussi fréquemment dans les débats sur l'énergie en France, il me parait intéressant de reprendre ici les principales conclusions de mon étude. A priori en 3 ou 4 épisodes.


Charge de base : de quoi parle-t-on ?


La baseload (en bon français, on parle de charge de base ou de capacité de base), c'est cette électricité dont vous avez toujours besoin : sur un réseau électrique, la demande varie dans le temps mais elle ne tombe jamais à zéro, il existe donc une puissance en dessous de laquelle elle ne descend pratiquement jamais. En Allemagne, la charge de bases est d'environ 45GW, en France 32GW, en Grande Bretagne autour de 20GW.

Schéma : qu'est-ce que la baseload (ou charge de base) d'un système électrique ?
La charge de base en vert et les périodes de pic en orange
(Profil de charge basé sur la consommation électrique britannique)


La gestion d'un réseau électrique est un problème complexe puisque la production doit être égale à chaque instant à la consommation alors que celle-ci varie dans le temps sous l'influence de facteurs en partie aléatoires : habitudes des consommateurs, jour travaillé ou non, ensoleillement, température... mais quelles que soient les circonstances le réseau devra toujours disposer d'au moins sa baseload.


Baseload, nucléaire et charbon : un vieux ménage à trois


Traditionnellement cette charge de base était assurée par de très grosses unités de production, souvent charbon ou nucléaire, pendant que d'autres sources plus flexibles, notamment gaz et hydroélectricité, répondaient aux pics de demande.
Ce fonctionnement est tellement ancré dans les esprits que le terme baseload est en réalité utilisé indifféremment pour designer la charge de base et le parc de centrales utilisé pour y répondre.

Dans cette équivalence entre baseload et grandes centrales électriques, il n'existe aucune place pour les renouvelables intermittentes et les méga-projets comme Hinkley Point sont nécessaires. Il n'est donc pas surprenant que beaucoup d'acteurs opposés à ces orientations y voient un "mythe" entretenu par les industries fossiles et nucléaires pour entraver la transition énergétique.

Qu'en est-il réellement ? C'est le sujet de l'article suivant.


Publié le 12 décembre 2016 par Thibault Laconde


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Six choses à retenir de la COP22

La conférence sur le climat de Marrakech approche doucement de son terme : la plénière de clôture qui devait commencer en milieu d'après-midi a été repoussée en début de soirée. Les négociateurs restent à l’œuvre et il n'est pas impossible que, dans la grande tradition des conférences sur le climat, la COP22 joue les prolongations tard dans la nuit, voire jusqu'à demain.
On ne sait donc pas encore précisément ce qui en sortira, il faut attendre le communiqué final et prendre le temps d'analyser les documents pour ça, mais on peut déjà en retenir quelques points marquants.

En bref, tout s'est passé comme prévu


A ce stade, c'est prendre un petit risque de l'affirmer mais, sauf rebondissement de dernière minute, il n'y aura eu aucune surprise pendant la conférence de Marrakech. La CMA1 a été ouverte et rapidement suspendue, un programme de travail a été défini jusqu'en 2018 pour aboutir à la mise en œuvre de l'Accord de Paris, la proclamation de Marrakech - voulue par le pays-hôte - a été adoptée, etc. Comme prévu la COP22 a été surtout une COP d'organisation, sans avancées concrètes.
La communauté internationale a fait ce qu'on attendait d'elle, ni plus ni moins. A la fin d'une année aussi tourmentée, on peut considérer que c'est une réussite, ou bien se souvenir que les engagements de Paris, confirmés à Marrakech, sont toujours insuffisants. Libre à chacun de voir le verre à moitié vide ou à moitié plein...


L'Accord de Paris ne prendra pas réellement effet avant 2019


Là encore ce n'est pas une surprise mais ça reste sans doute l'information la plus importante de cette COP22.
L'Accord de Paris a beau avoir battu tous les records de vitesse, la grosse machine onusienne a son inertie. Avant que le texte puisse réellement prendre effet, il faut en préciser le fonctionnement, rendre ses mécanismes opérationnels, s'entendre sur des méthodologies... La communauté internationale s'est donné comme objectif de finaliser ce "rulebook" (règle du jeu) en 2018, lors de la COP24. Celle-ci se déroulant, comme toutes les COP à la fin de l'année, l'Accord de Paris ne sera opérationnel au mieux que début 2019.


L'élection de Donald Trump pendant la COP22 ¯\_(ツ)_/¯


L'élection de Donald Trump a été un choc à Marrakech comme partout dans le monde. Personne ne sait ce que fera le nouveau président après son entrée en fonction en janvier mais le risque d'un démantèlement de la politique climatique américaine et d'une démobilisation de la communauté internationale est évident.
Beaucoup de temps a été consacré pendant la COP22 à expliquer pourquoi l'élection américaine ne changerait rien. Ce qui pouvait ressembler à de la méthode Coué s'est finalement avéré assez exact, à court-terme au moins : on voit mal comment le déroulement et les résultats de la conférence de Marrakech auraient été très différents en cas de victoire d'Hillary Clinton.


La mobilisation est toujours là


Après la mobilisation exceptionnelle de la COP21, on pouvait craindre que la conférence de Marrakech apparaisse bien pâle. Ça n'a pas été le cas.
La "zone bleue" de la COP22 a accueilli près de 30.000 délégués, beaucoup d'autres visiteurs ont parcouru la zone verte et les espaces ne nécessitant pas d’accréditation.  Plus de 1200 manifestations, ont eu lieu pendant les deux semaines. Et près de 80 chefs d’État et de gouvernement ont fait le déplacement.
Pour une COP dont on attendait rien de concret (et qui a tenu ses promesses), c'est remarquable. Incontestablement, c'est la preuve que le climat reste en haut de l'agenda : aucun autre sujet n'a la capacité de mobiliser aussi largement la communauté internationale.


La société civile est désormais au premier plan


Et c'est probablement un des paradoxes de cette conférence. Pendant longtemps, les négociations internationales ont tiré la mobilisation sur le climat. Les deux semaines des COP, chaque fin d'année depuis près d'un quart de siècle, permettaient de rappeler régulièrement l'enjeu à des médias, des entreprises, des collectivités, des syndicats, etc. qui avaient tendance à l'oublier.
Aujourd'hui on voit la dynamique s'inverser : la mobilisation de la société civile va beaucoup plus vite que les négociations. Désormais, c'est le processus onusien qui apparaît comme un boulet au pied de l'action climatique - le délai de 2 ans pour mettre en œuvre l'Accord de Paris en est un bon exemple. Et la situation va probablement s'aggraver avec la mauvaise volonté des États-Unis.
Afin que chacune puisse suivre sa propre dynamique, peut-être serait-il temps de mieux distinguer les deux facettes des conférences sur le climat : d'un coté ces pénibles négociations onusiennes et de l'autre un grand forum international permettant à tous les acteurs de la lutte contre le changement climatique de se rencontrer et de faire connaître leurs projets ?


Les deux prochaines COP auront lieu en Europe


Où se retrouvera-t-on l'année prochaine ? A Bonn, pour une COP23 sous présidence fidjienne mais organisée dans les locaux de l'UNFCCC. Et l'année suivante, c'est la Pologne qui accueillera la COP24.
C'est très pratique pour moi, mais ce n'est pas très inspiré : Ce sera la quatrième fois que l'Allemagne accueille une COP et la Pologne (qui est par ailleurs loin d'être exemplaire en matière de climat) en a déjà organisé 2 en 10 ans...



Publié le 18 novembre 2016 par Thibault Laconde



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Qui accueillera les COP23 et 24 ? Et où ont eu lieu les 22 précédentes ?

Ça peut paraitre un peu anecdotique mais la question a agité la COP22 : qui organisera les prochaines conférences sur le climat ? Les pays réunis à Marrakech ne se sont pas bousculés pour accueillir le prochain sommet qui s'annonce, comme celui de cette année très technique, les vraies avancées arrivant plutôt en 2018.
Une solution a cependant finie par être trouvée et les organisateurs de la COP23 et de la COP24 ont été arrêtés par une décision adoptée le dernier jour de la conférence de Marrakech.


Près de la moitié des COP ont eu lieu en Europe


Mais avant de révéler les vainqueurs, il n'est pas inintéressant de regarder un peu en arrière : où se sont déroulées les COP précédentes ?

"Rulebook" et "Appel de Marrakech", deux nouveaux objets au cœur de la COP22

Demain débute le segment politique de la Conférence sur le climat de Marrakech. On y verra une soixantaine de chefs d’État et de gouvernement se succéder à la tribune et des dizaines de ministres se plonger dans les discussions.
C'est souvent une période riche en rebondissements : les ministres et les chefs d’État ont l'autorité nécessaire pour conclure des accords inaccessibles aux négociateurs de la semaine précédente, mais ils connaissent aussi moins bien les dossiers. Les désaccords peuvent s’aplanir comme par magie ou bien dégénérer brusquement. 

Avant d'entrer dans cette phase critique, on commence à distinguer les deux objets qui devraient naitre de la la COP22, et sur lesquels les discussions vont probablement se concentrer dans les jours qui viennent.


Le "rulebook" : les règles du jeu de l'Accord de Paris


Je vous le disais il y a deux semaines : le rendez-vous majeur de la Conférence de Marrakech, c'est la CMA1, la première réunion des pays qui ont adhéré à l'Accord de Paris. Cette réunion doit préciser l'Accord, qui est un texte relativement court et forcément vague, et le rendre opérationnel.
On n'a pas beaucoup avancé sur ce sujet, et on avancera sans doute pas beaucoup plus cette semaine, mais au moins on a trouvé un nom au problème : il s'agit d'établir le rulebook, la règle du jeu, de l'Accord de Paris.

Cette règle du jeu doit détailler comment concrètement l'Accord de Paris va fonctionner, c'est-à-dire répondre à de nombreuses questions horriblement techniques. Liste non-exhaustive :
  • Sous quelles formes les États vont-ils déclarer leurs actions (réduction d'émission, financement...) ? Cet exercice de transparence est la pièce centrale de l'Accord de Paris mais comment parvenir à des communications qui soient cohérentes et comparables avec 196 parties aussi différentes que les Etats-Unis et la Chine, les Vanuatu et l'Union Européenne ?
  • Comment ces déclarations vont-elle être analysée ou vérifiée ? Question très sensible puisqu'elle peut ouvrir la voie à une forme d'ingérence...
  • Quelles sont les hypothèses, les méthodologies, les normes comptables qui seront utilisées ?
  • Comment se déroulera la révision des objectifs nationaux (les NDC) tous les 5 ans ?
 L'enjeu à Marrakech n'est pas tant de répondre à ces questions que de fixer un programme de travail, si possible avec des échéances qui ne soient pas trop lointaines...


Un appel de Marrakech à haut risque


Voilà un sujet qui fait beaucoup parler. Avant même le début de la COP22, le Maroc voulait que la conférence se conclue sur un appel à l'action et à la mobilisation. .
On pouvait s'interroger sur l’intérêt de cet appel de Marrakech (purement politique) alors que l'encre n'est pas encore sèche sur l'Accord de Paris (qui lui a une valeur juridique). Mais après l'élection de Donald Trump, voir les dirigeants de la planète rappeler leurs engagements peut être vraiment utile.

Le problème, c'est que l'Accord de Paris n'a fait l'unanimité que grâce à un équilibre savant et très délicat. Un exploit qui semble difficile à reproduire.
Le brouillon de l'appel n'a circulé que dans des cercles très restreints mais apparemment il a de quoi énerver les pays en développement qui l'ont fait savoir : pas de mention de la responsabilité commune mais différenciée (on se souvient que la question avait été critique l'année dernière), un satisfecit sur les financements calqué sur le discours des pays industrialisés, une place insuffisante pour l'agenda pre-2020 et l'adaptation, etc.
Même la méthode est critiquée : les pays en développement se plaignent d'un manque de consultation alors que la présidence marocaine estime qu'il s'agit d'un simple appel pas d'un texte négocié, et qu'il n'a pas besoin d'être approuvé formellement. Sous couvert d’anonymat, certains négociateurs disent craindre un scénario comparable à celui de Copenhague où la présidence de la COP avait présenté un texte "à prendre ou à laisser" entrainant l'échec de la conférence.


Publié le 14 novembre 2016 par Thibault Laconde

Illustration : By Ludovic Péron (Own work) [CC BY-SA 3.0], via Wikimedia Commons



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COP22 : Et au fait, où en sont les négociations ?

COP22 - CMP12 - CMA1: avancement des négociations à Marrakech
Les négociations internationales sur le climat sont un très très gros bateau, et ce n'est pas parce qu'un iceberg apparait à l'horizon qu'elles vont s’arrêter. Si l'élection de Donald Trump a beaucoup fait parler cette semaine, elle n'a pas interrompu les discussions, loin de là. Les réunions se sont enchainées, très denses, très techniques et généralement très ennuyeuses...
Où en est-on après cette première semaine ? C'est difficile de se faire un avis mais voici déjà quelques points qui ont retenu mon attention.

(Attention : cet aperçu est tout sauf exhaustif)



Suspendre la CMA1, jusqu'à quand ?


La CMA1, c'est-à-dire la première réunion des pays qui ont adhéré à l'Accord de Paris, n'est pas encore formellement ouverte et tout le monde est déjà d'accord pour la suspendre.
Comme je l'expliquais la semaine dernière, le sort de la CMA1 est un enjeu important de la conférence de Marrakech. Cette première réunion doit préciser l'Accord adopté l'année dernière mais son entrée en vigueur éclair a pris de vitesse les travaux préparatoires. Dans ces conditions, un consensus semble se dessiner pour ouvrir la CMA1 la semaine prochaine, adopter quelques décisions relatives à son fonctionnement puis la suspendre : la réunion ne serait pas officiellement close à la fin de la conférence de Marrakech et reprendrait lors du ou des prochains sommets.

Et c'est justement là que le consensus s’arrête : jusqu'à quand suspendre la CMA1 ? En d'autres termes : quelle date limite se donne-t-on pour rendre l'Accord de Paris opérationnel ?
Dès mardi (donc avant le résultat de l'élection américaine), le groupe Parapluie a pris position pour un report à 2018. L'Union Européenne a annoncé vendredi que cette option a aussi sa préférence.

En tout état de cause, le temps est compté pour avancer cette année : la session de l'APA, le groupe de travail chargé de préparer la mise en œuvre de l'Accord de Paris, se termine lundi avant l'arrivée des chefs d’État. Des discussions pourraient tout de même se poursuivre de façon informelle la semaine prochaine. 


Agenda pre-2020


Puisque l'Accord de Paris a de bonne chance de ne pas être opérationnel avant plusieurs années. Que fait-on avant notamment en termes de financement et de réduction des émissions ? C'est la question de l'agenda pre-2020 qui ne peut que se poser alors que la COP22 se veut "la COP de l'action".

Sans surprise, c'est le G77+Chine (la coalition des pays en développement) et le groupe des pays africains qui poussent pour avoir des réponses claires sur ce sujet et pour que les pays industrialisés honorent les engagements qu'ils ont déjà pris.


Où se tiendra la COP23 ?


Jeudi, on a vu passer un tweet curieux de l'UNFCCC :


C'est vrai que, dans la perspective d'une suspension de la CMA1 jusqu'en 2018, la prochaine conférence risque encore d'être très technique et de n’intéresser que les spécialistes... Alors qui se dévouera pour l’accueillir ?
Pour l'instant, une chose est sure : les Îles Fidji ont proposé de présider une COP qui se tiendrait à Bonn au siège de l'UNFCCC. Mais vendredi, la délégation chinoise a laissé entendre que Pékin pourrait accueillir la COP23, ce serait évidemment un symbole fort pour le leadership chinois au moment où les Etats-Unis menacent de se désengager.


Publié le 11 novembre 2016 par Thibault Laconde


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