21.01.2020

Allemagne et Europe, la sécurité d’approvisionnement à l’épreuve

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Allemagne,
Charbon,
Lignite,
sécurité d’approvisionnement
par Cécile Crampon Photo/crédit : Maschinenjunge - centrale à charbon de Datteln 4, en Allemagne, pilotée par Uniper et qui devrait entrer en exploitation à l'été 2020.

Le 16 janvier 2020, le gouvernement allemand et les Länder concernés[1] se sont accordés sur le calendrier de fermeture des centrales au charbon/lignite. Si la date n’a pas bougé par rapport aux annonces des années passées – toujours en 2038 – des questions restent sans réponse, notamment sur la stratégie adoptée par l’Allemagne pour assurer sa sécurité d’approvisionnement tout en respectant ses objectifs de neutralité carbone, avec potentiellement un impact au niveau européen dont en France.    

Pas de scoop sur la date prévisionnelle de sortie des centrales à charbon/lignite en Allemagne : le projet de loi fixera la date de 2038, comme date butoir, selon le gouvernement fédéral, qui a trouvé un accord politique avec les Länder les plus concernés et les principaux acteurs du secteur. Une bonne chose pour le climat. Cet accord intègre un calendrier de fermeture progressive des centrales à charbon/lignite, le montant des compensations pour les exploitants de centrales au lignite et un ensemble de mesures de soutien pour les régions les plus touchées qui vont devoir compenser une perte de 50 000 emplois dans le secteur.

Ce projet de loi devrait être adopté en Conseil des ministres le 29 janvier prochain et entrer en vigueur cet été.

Pour rappel, un pré-accord avec été signé il y a un an, le 26 janvier 2019, au sein de la « Commission croissance, changement structurel et emploi[2] » - ou « Commission charbon », créée spécialement par le gouvernement allemand mi-juin 2018. L’objectif était d’émettre des propositions sur la sortie progressive de la production d’électricité à base de charbon/lignite, assorties d’un projet de calendrier et de contreparties. La proposition de la Commission devait être examinée par les Länder et le gouvernement allemand ; c’est aujourd’hui chose faite et entérinée. La future loi sur la sortie du charbon inscrira les recommandations de politique énergétique de la « Commission charbon » dans le droit allemand, en distinguant les objectifs des centrales à charbon de celles au lignite.


Les étapes clefs du calendrier


Le projet de loi sur la sortie du charbon/lignite précise la réduction progressive et la fin de la production d'électricité utilisant du charbon en Allemagne[3], selon le calendrier suivant, en trois étapes :

- 15 gigawatts (GW) de houille (contre 22,8 GW en 2019) et 15 GW de lignite d'ici fin 2022
- 8 GW de houille et 9 GW de lignite devraient rester d'ici la fin de 2030
- le reste en 2038
Le calendrier inclut deux examens en 2026 et 2029 pour décider si une fermeture définitive peut être achevée d'ici 2035.

Le projet de loi précise aussi que les exploitants de lignite RWE, LEAG (EPH), Uniper et EnBW sont partie prenante de l’organisation des fermetures progressives des centrales. Celles-ci concerneront prioritairement l’Allemagne de l’ouest avant celles de l’est, une région économiquement durement touchée économiquement.

Selon un communiqué de RWE publié le 16 janvier 2020, cet opérateur « devra fermer l’équivalent de 3 GW d’ici fin 2022 ».
Les grandes vagues de fermeture des centrales à charbon/lignite sont programmées en 2028-2029, 2034-2035 et 2038, en tenant compte de l’arrêt des dernières centrales nucléaires fin 2022 et d’une perte supplémentaire de capacité installée de 9,5 GW.

 

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Graphique: BMWi 2020
 

Un système d’enchères incitatif

En termes de compensation pour les centrales au lignite, le gouvernement prévoit un total de 4,35 milliards d'euros, dont 2,6 milliards d'euros pour la seule entreprise RWE[4] ; 1,75 milliard d'euros au groupe énergétique tchèque EPH qui opère dans le centre et l'est du pays.
Concernant les centrales à charbon, le projet de loi prévoit que les réductions de capacité seront mises en œuvre à l'aide d'enchères organisées par l'Agence fédérale des réseaux (BNetzA) jusqu'en 2026. Dans ces enchères, les exploitants peuvent proposer des volumes de capacité à mettre hors ligne assortis d’un montant « d’indemnisation ». Les exploitants de centrales au charbon qui auront proposé d’arrêter tant de GW à telle date recevront une « prime au charbon ».

La question nébuleuse de la sécurité d’approvisionnement

L’opérateur qui obtient une vente aux enchères doit arrêter la vente d'électricité produite par la centrale à charbon concernée un mois après l'annonce, et sa production six mois plus tard. Le projet de loi prévoit toutefois que « dans l'intervalle, la centrale doit être maintenue prête au cas où les opérateurs de réseau en auraient besoin pour garantir la sécurité de l'approvisionnement [du pays]. Le gouvernement aura la responsabilité d’évaluer régulièrement l'incidence des réductions de capacité sur la sécurité d'approvisionnement, l'approvisionnement en chaleur et les prix de l'électricité du pays, en se laissant le droit d’annuler et reporter des fermetures de centrales à charbon ou adapter des volumes de capacités en fonction », selon les propos recueillis auprès de Julian Wettengel de Clean Energy Wire.

Une sécurité d’approvisionnement à l’aveugle

Les pertes en GW pilotables sont plus que conséquentes. Rappelons que l’Allemagne dispose actuellement de 44 GW [5] de charbon/lignite et a aussi décidé de sortir du nucléaire d´ici 2022 (9,5 GW) ; soit une perte sèche d’environ 13 % de sa capacité de production d´électricité d´ici fin 2022, avec le nucléaire.

Pour Jean-Pierre Pervès, expert auprès de la SFEN, au total, ce seront 53 GW pilotables supprimés d’ici 2038 sur environ 90/95 GW pilotables (comprenant aussi le gaz, la biomasse et l’hydraulique stockable). Le calendrier du gouvernement allemand prévoit :
- une baisse de 12GW entre 2017 et 2022 y compris le charbon, le lignite et le nucléaire
- une baisse de 36,5 GW d'ici 2030 dont les 9,5 GW de nucléaire
- une baisse de 44,5 GW d'ici 2025 et de 53,5 GW d'ici 2038

L’Allemagne a prévu des investissements rapides pour garantir un socle d’énergies pilotables hors charbon et nucléaire :  le gaz. Le projet contesté Nord Stream 2, appelé « le pipeline de Poutine» permettra d’acheminer le gaz russe en Europe d’ici fin 2020. A ceci, devrait d’ajouter le projet de construction d’un ou de deux terminaux méthaniers pour importer du gaz naturel liquéfié (GNL), à court terme.

Dans ce contexte, comment l’Allemagne pourrait-elle arriver à la neutralité carbone en 2050 ? Une phase d’arrêt des centrales à gaz (fortement émetteurs de CO2) devra alors être aussi programmée pour atteindre ses objectifs climatiques, l'Allemagne ayant annoncé sa neutralité carbone en 2050, ainsi qu’un plan de développement des énergies renouvelables encore plus ambitieux, sans oublier la nécessité de maîtriser le stockage CSS (non résolu aujourd’hui) et traiter - peut-être - la question de souveraineté nationale en matière d’énergie.


Sécurité d’approvisionnement, l’incertitude des voisins européens

Outre l’Allemagne qui confirme la fermeture de moyens de production pilotables, nucléaire, charbon et lignite, dans les années qui viennent, la question se pose aussi pour l’ensemble de ses voisins : Belgique, Suisse, Espagne, Grande Bretagne, Pays-Bas, France.

Si l’on se réfère aux principales énergies pilotables (charbon et nucléaire) qui devraient être arrêtées selon les engagements et/ou annonces pris par les différents gouvernements européens à ce jour, y compris ceux de l’Allemagne[6], - (et hors développement du gaz) -, l’Europe pourrait rencontrer, à court et long terme, des problèmes de sécurité d’approvisionnement sans précédent, avec une perte de la puissance installée voisine de :
- 15 GW pilotables fin 2020 ;
- 52 GW fin 2025 ;
- 69 GW fin 2030 ;
- 87 GW fin 2035 ;
- 104 GW fin 2038.

« En 2038, les deux principaux exportateurs actuels, que sont la France et l’Allemagne, seront importateurs quand les productions intermittentes seront défaillantes ou exportateurs quand l’abondance de vent et de soleil provoquera un écroulement du prix du marché. Qui assurera la stabilité du réseau européen ? Où en seront le développement des réseaux et de stockage ? », note Jean-Pierre Pervès.    


La France en pleine contradiction avec ses objectifs climatiques


Le parc nucléaire français qui a toujours apporté un socle d’approvisionnement garanti – et bas carbone - dans le système électrique européen pourrait lui aussi être en difficulté.
En effet, Réseau de Transport d’Electricité (RTE) a publié fin novembre 2019 le bilan prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité en France, en évoquant, pour la première fois, un risque de sécurité d’approvisionnement, pour la France, dans moins de trois ans.

Les projections de RTE évoquent la réduction des marges de manœuvre dès l’hiver 2022-2023, une période de l’année où la demande en électricité est la plus forte. Alors qu’il était prévu la fermeture des quatre dernières centrales à charbon en France[7]d’ici 2022, deux d’entre elles se trouveraient dans l’obligation de continuer de fonctionner, pour compenser notamment la fermeture programmée des deux réacteurs de Fessenheim en 2020, et dans l’attente du démarrage de l’EPR de Flamanville.


Des incertitudes sur les objectifs de neutralité carbone en Europe d’ici 2050 

En 2019 déjà, RTE alertait les pouvoirs publics sur la nécessité d’une coordination entre les pays européens qui ont l’intention de fermer progressivement certaines capacités de production d’électricité pilotables, en insistant : « compter sur les interconnexions électriques pour importer d’autres pays ne suffit plus. Cela doit nécessiter une consultation sur l’évolution du bouquet énergétique », des 15 exploitants de réseaux électriques européens. Un an après, la question demeure.

La seule énergie pilotable bas carbone aujourd’hui repose sur le nucléaire et l'hydraulique. Remplacer du nucléaire par une autre énergie pilotable – incontournable pour assurer la sécurité électrique d’un pays – et l’Allemagne le sait… - revient à augmenter les émissions de CO2. Remplacer du charbon par du gaz peut faire baisser les émissions de CO2, sans les effacer efficacement, et avec l'obligation à terme d'une décarbonation avant 2050, pour atteindre la neutralité carbone.

L’Union européenne, dans sa vision stratégique à long terme, a l’ambition de parvenir à « une  économie prospère, moderne, compétitive et neutre pour le climat d’ici à 2050 ». Et elle a confirmé que l’énergie nucléaire, avec les renouvelables, « constitue l’épine dorsale d’un système énergétique européen sans carbone », avec une part d’énergie nucléaire, d’environ 15 % du mix électrique européen , soit une capacité installée relativement stable à 110 GWe.

A l’aube d’une nouvelle décennie, l’Europe se retrouve face à ses contradictions pour assurer sa sécurité d’approvisionnement, son indépendance énergétique, et atteindre clairement les objectifs climatiques en faveur des générations actuelles et futures.

[1] Brandebourg, Saxe, Rhénanie du nord, Westphalie et Saxe Anhalt.

[2] Commission composée d’experts, de représentants des employeurs et salariés du secteur, et d’ONG de défense de l’environnement.

[3] Interdiction des nouvelles centrales au charbon - à l’exception de celle de Datteln 4 pilotée par Uniper qui avait reçu le permis avant le projet de loi et qui devrait démarrer son exploitation à l’été 2020.

[4] Rolf Martin Schmitz, PDG de RWE évoque dans un communiqué de presse du 16 janvier 2020 les suppressions d’emplois : « l'entreprise prévoit que plus de 3 000 emplois seront supprimés à court terme ; en 2030, le total sera d'environ 6 000. Cela réduira le nombre total des employés dans le système de lignite de plus de 60 % en seulement 10 ans ».

[5] Chiffre 2018.

[6] Des incertitudes demeurent : Pays-Bas et la fermeture incertaine de ses centrales à charbon dans les années à venir ; la France avec la date de fermeture de deux des quatre dernières centrales à charbon au-delà de 2022 ; la date de démarrage de la centrale de Flamanville en France ; La Suisse et la date de fermeture de centrale nucléaire ; l’Espagne avec la date de fermeture de ses centrales à charbon.

[7] Initialement, les 4 dernières centrales à charbon devaient fermer en 2022. Les sites du Havre et de Saint-Avold sont confirmés. Il est évoqué une fermeture du site de Cordemais en 2026 et une absence de date pour le site de Gardanne.