Rémunérer de manière équitable les sources d’électricité bas carbone - Sfen

Rémunérer de manière équitable les sources d’électricité bas carbone

Publié le 20 février 2017 - Mis à jour le 28 septembre 2021
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L’énergie nucléaire permet de protéger la France des aléas des marchés des matières premières énergétiques et d’afficher des résultats exemplaires. Le taux d’indépendance énergétique de la France, qui est de 55,8 %, est l’un des plus élevés de l’Union européenne. L’électricité française reste bon marché : un ménage allemand paye son courant 70 % plus cher qu’un français. Notre électricité est bas carbone à 94 %, ce qui permet à la France d’avoir le taux d’émission de CO2 par habitant le plus bas des pays du G7. 

La France a besoin, dans le marché européen libéralisé, de mettre en place des mécanismes de marché qui rémunèrent à leur juste valeur les services apportés par ses infrastructures actuelles, nucléaires et renouvelables. Il lui faut aussi fournir un cadre attractif pour des investissements futurs nécessaires à la sécurité d’approvisionnement. On observe, dans des pays qui avaient été les premiers à libéraliser, comme le Royaume-Uni ou certains Etats américains, un retour à une intervention étatique plus directe et la mise en place de nouveaux systèmes de rémunération communs aux énergies bas carbone, nucléaire et renouvelables, pour le parc installé comme pour les nouvelles constructions.

Comment faire

ETABLIR DE NOUVEAUX MECANISMES DE REMUNERATION POUR LES INFRASTRUCTURES EXISTANTES

Dans les années à venir, le projet de rénovation du parc nucléaire au-delà de 40 ans est l’option bas carbone la plus compétitive. De nouveaux mécanismes sont néanmoins nécessaires pour valoriser économiquement les services que nos centrales nucléaires rendent : production d’électricité bas carbone, qualité de l’air, contribution à l’équilibre du système électrique, et protection des Français contre les chocs de prix. Ces mécanismes doivent s’appliquer à l’ensemble des énergies, nucléaire, renouvelables, fossiles, de manière neutre.

Pérenniser le mécanisme de capacité mis en place en France au 1er Janvier 2017. L’électricité ne pouvant se stocker à grande échelle, le gestionnaire du réseau RTE doit assurer, à tout instant, l’équilibre entre l’offre et la demande. Le pays doit disposer des moyens de production pour satisfaire la demande aux heures de pointe, quelles que soient les conditions météorologiques. La pointe de consommation en France se situe à 19h en hiver, de nuit, pendant les vagues de froid (anticyclone), donc à des moments de très faible production des énergies renouvelables variables.

Les centrales nucléaires fonctionnent, en dehors d’une période de maintenance annuelle planifiée, 7 jours sur 7, 24 heures sur 24.  Elles contribuent à l’équilibre du système en adaptant leur niveau de production (de plus ou moins 80 % en 30 minutes) en fonction de la demande et du niveau de production des énergies renouvelables variables.

Le mécanisme de capacité récemment mis en œuvre  permet de rémunérer les installations de production pour leur disponibilité spécialement aux moments où le gestionnaire de réseau en a besoin pour satisfaire la demande en électricité. Il vise à reconnaitre à sa juste valeur la contribution de chaque installation nécessaire à l’atteinte du critère de sécurité d’alimentation national fixé par les pouvoirs publics.

Introduire en France une trajectoire de prix-plancher du CO2 applicable au secteur électrique. Les émissions de gaz à effets de serre du secteur électrique sont aujourd’hui soumises au système européen de quotas de CO2 (EU-ETS) qui a fait face à un effondrement du prix de la tonne de carbone, ce dernier se situant autour de 5€ la tonne de CO2. Or, le signal prix nécessaire pour favoriser durablement l’utilisation des installations disponibles moins émettrices en substitution des installations les plus émettrices est estimé à au moins 30€/tCO2[1]. Ce niveau de prix permettrait de renforcer la pérennité et l’attractivité des investissements dans les technologies bas carbone que sont le nucléaire et les renouvelables, en révélant pleinement l’avantage compétitif tiré du faible contenu CO2 de leur production, tout en n’ayant qu’un impact très limité sur la facture des Français. Le marché européen du carbone (EU-ETS), qui a vu un effondrement durable du prix du CO2 à 5€/t, est aujourd’hui insuffisant.

La trajectoire volontaire prévue par la loi sur la transition énergétique (contribution climat-énergie) ne s’applique pas au secteur de l’électricité. En introduisant une trajectoire nationale de prix-plancher pour l’électricité, la France s’inscrirait dans la continuité de l’initiative britannique (« Carbon price floor »), et de l’Accord de Paris.  Par cette mesure exemplaire, elle renforcerait sa position de leader de la décarbonisation en Europe, et pourrait inciter d’autres pays européens à prendre des mesures similaires, au sein d’une coalition en faveur des énergies bas carbone.

ENCOURAGER LES INVESTISSEMENTS DANS DE NOUVELLES CAPACITES, PAR UN SYSTEME EQUIVALENT AU SYSTEME BRITANNIQUE

A l’horizon 2030, la France devra progressivement renouveler son parc nucléaire, elle aura pour cela besoin d’un cadre contractuel stable et attractif pour attirer les investisseurs.

Assurer une rémunération prévisible. Un projet de centrale nucléaire est un investissement important (plusieurs milliards d’euros) dont le retour sur investissement s’effectue sur des temps longs : les futures centrales nucléaires seront construites pour 60 ans, voire 80 ans. Comme les autres énergies bas carbone à forte intensité en capital, y compris les renouvelables, la rentabilité de l’investissement initial est soumise à la volatilité des prix de vente de l’électricité sur la durée de vie de l’unité[2]. Ces nouvelles unités doivent donc être rémunérées de manière plus prévisible pour éviter que ces décisions d’investissements de long terme ne soient retardées par des incertitudes de marché à court-terme, voire que la volatilité ne constitue un risque finalement trop grand pour le futur producteur.

Le système des « Contract for Difference » (CFD) mis en place au Royaume-Uni établit un contrat à long-terme entre le producteur-investisseur et une contrepartie publique représentant les consommateurs. Ce contrat réduit le risque pour l’investisseur en lui garantissant un prix de vente (sous la forme d’une prime à verser entre le prix du marché de gros et le prix garanti) sur la durée nécessaire à une rentabilisation raisonnable de son investissement initial. Il peut ainsi se concentrer sur les risques qu’il est le mieux à même de maîtriser (construction, exploitation, sûreté…). Le consommateur bénéficie en retour de prix stables et maîtrisés. 

La France est déjà en train de faire évoluer la rémunération des énergies renouvelables sur ce principe. Elle pourrait appliquer à l’avenir le même système pour les nouvelles installations nucléaires. Le système du CFD britannique s’applique effectivement depuis 2015 à l’éolien, au solaire et au nucléaire : sur le projet de réacteurs nucléaires Hinkley Point C (HCP), le mécanisme des CFD garantit un prix de vente de l’électricité sur 35 ans.

Faciliter le financement de l’investissement. L’ampleur des projets de centrales nucléaires fait de leur financement un véritable challenge au regard des fonds à solliciter auprès des institutions financières. Conscient de cette difficulté qui s’applique d’ailleurs à tous les grands projets d’infrastructure, le Royaume-Uni a mis en place un organisme (« Infrastructure UK ») capable d’apporter sa garantie sur des financements bancaires contre rémunération et de soulager ainsi la contrainte de financement. La France pourrait là aussi s’inspirer de ce mécanisme, approuvé par la Commission européenne au titre des aides d’Etat, pour le financement de ses nouvelles installations nucléaires.

Assurer la rémunération des services spécifiques rendus. Dans son argumentaire pour le projet Hinkley Point C, le gouvernement britannique souligne les bénéfices[3] de l’énergie nucléaire : très faible niveau d’émissions de CO2, sécurité d’approvisionnement, développement industriel, et équilibre du réseau électrique. Ces atouts doivent être pris en compte dans la définition des règles de marché et des politiques de soutien aux énergies bas carbone.

 

 
 

 


Source : SHIFT, UFE

OCDE (2015)

« Social benefits »

Par la SFEN