Chapitre I : Les investissements dans le secteur electrique et leurs impacts sur
1.2 La nouvelle vague d’investissements et les options technologiques de réduction
les émissions du secteur électrique sont dominantes, en le comparant avec les autres secteurs dans l’UE25. La représentation adoptée fait apparaître l’écart en pourcentage de réduction par rapport à 1990 pour des valeurs du carbone allant de 0 à 125 €/tCO2. Elle montre la capacité du secteur électrique à répondre massivement et promptement à l’augmentation des valeurs carbone (cf. section 3.3 du Chapitre II également).
Graphique 3 : Les courbes des coûts marginaux de réduction pour l’Europe en 2020 UE25 (réduction de 20 % ) 0 18 36 54 72 90 108 126 -100 -80 -60 -40 -20 0 20 40 60 % Red. / 1990 €/tCO2 Industrie Energie Transport Autres Total Objectif 2020
Source : Stankeviciute et al., 2008
La nouvelle vague d’investissement nécessaire dans le secteur électrique européen ouvre des opportunités pour les ajustements par les investissements dans les technologies peu émettrices examinées dans la section suivante.
1.2 La nouvelle vague d’investissements et les options technologiques de
réduction
L'électricité est avant tout un vecteur énergétique. Elle peut être produite à partir de multiples sources
primaires dont le choix peut permettre de réduire les émissions de CO2 (cf. Graphique 1). Des
opportunités importantes sont donc créées lorsqu’il devient nécessaire de renouveler les grands équipements électriques. Cependant, compte tenu des spécificités fortes du secteur électrique, comme l’intensité capitalistique, comme les longues durées de vie technique, comme les longues phases de maturation pour les technologies complexes (e.g. les cellules solaires photovoltaïques de troisième génération, le nucléaire de quatrième génération ou encore le stockage de l’électricité), l’approvisionnement en électricité devrait dépendre du choix des meilleures technologies existantes à court moyen terme pour faire face à la nouvelle vague d’investissement (Bouttes et al., 2006). Or, dans cette section, il est montré que ce choix technologique peut être influencé par un mélange de facteurs socio-politiques et économiques qui peuvent induire un lock-in dans les sentiers technologiques et, donc, dans les trajectoires d’émissions.
1.2.1 La nécessité de nouveaux investissements
La nécessité de nouveaux investissements massifs de production est aujourd’hui évidente comme le souligne l’étude des perspectives mondiales effectuée par l’agence internationale d’énergie (International Energy Agency, 2003). En effet, selon l’étude, la plupart des unités existantes (pour les deux-tiers des centrales thermiques) devront être progressivement remplacées d’ici 2030. Ainsi, l’UE15 devrait donc construire environ 650 GW (y compris le remplacement de 330 GW), c’est-à-dire plus que sa capacité de production de 2000 (584 GW). La base de données sur l’infrastructure européenne des centrales électriques constituée par l’université technologique Chalmers confirme cette nécessité d’un renouvellement massif des centrales thermiques dans l’Europe (Kjarstad et Johnsson, 2007). Nous remarquons à partir du Graphique 4 qu’environs 200 GW sont des centrales thermiques d’environ trente ans, dont la majorité fonctionnent au charbon et lignite.
Au delà de la nécessité croissante pour de nouvelles capacités, le Graphique 4 illustre que jusqu'au milieu des années 1990, l’électricité était principalement produite dans les installations thermiques au charbon et les centrales nucléaires, avant que les investissements ne se tournent vers le gaz naturel durant la dernière décennie, témoignant des conséquences des reformes dans les marchés électriques. Les colonnes qui représentent les capacités planifiées ou en construction montrent que la tendance des investissements dans la filière gaz se prolonge également dans les prochaines années. On note également un retour marqué des investissements dans le thermique charbon, avec environ 5 GW en construction et 26 GW supplémentaires planifiées. Ce retour peut s’expliquer par des prix du charbon stables et de bas niveau (cf. Graphique 8), ainsi que par les règles dans le système communautaire d’échange de quotas d’émission (SCEQE) examinées dans la section 2.3 du Chapitre II qui ont pu favoriser les investissements polluants.
Graphique 4 : Les capacités nettes des centrales thermiques dans l’UE25 en opération, en construction ou planifiées, distribuée par le fuel et l’âge en Mai, 2006
Source : Kjarstad et Johnsson, 2007
Une autre approche démontrant la nécessité croissante des investissements est celle de l’examen des marges de capacité pour passer les pointes de demande, une mesure souvent utilisée
pour caractériser l’adéquation des parcs de production à la demande actuelle et anticipée. Il faut cependant remarquer ici que l’introduction de la concurrence dans les marchés électriques doit logiquement conduire à des marges de réserve en baisse, chaque entreprise ayant intérêt à les
ramener à leur niveau minimum (Green, 2008)1. De plus, les échanges transfrontaliers et la
coopération entre systèmes permettent aujourd’hui le partage de réserves et l’optimisation du dispatching dans un territoire plus large. Cependant, la hausse de la demande, en particulier pour la pointe, le vieillissement des centrales et les contraintes environnementales exercent une forte pression sur les marges de capacité. Or, une faible marge est un signal que les investissements sont nécessaires dans les capacités adéquates pour assurer la fiabilité de la fourniture en toute circonstance (c’est ainsi que se définit le concept d’«adéquation de capacité») (Finon, 2008).
Chaque année, l’association européenne des opérateurs de système de transmission (ETSO) publie un rapport sur l’adéquation des capacités de production basé sur les contributions des membres représentants des différentes régions : UCTE (Europe continentale), Nordel (les pays Nordiques), les pays Baltes, la Grande Bretagne et l’Irlande. La mesure-clé de « la capacité disponible de manière fiable » est évaluée en retranchant la capacité non disponible de la capacité installée2. « La capacité restante » est calculée comme la marge de la capacité disponible de façon fiable sur la pointe, plus la marge de sécurité. Leurs projections montrent que les marges de réserve devraient diminuer fortement après 2012 (ETSO, 2006) (cf. Graphique 5).
Graphique 5 : Les marges de réserve en Europe (pour la pointe d’hiver)
Note : seuls les projets en construction ou planifiés avec un niveau élevé de certitude quant à leur réalisation sont inclus.
Source : International Energy Agency, 2006b
Pour les pays Nordiques, aucun problème d’adéquation des capacités n’est envisagé avant 2015. La capacité de production installée et en construction sera suffisante pour satisfaire la demande de pointe. De plus, une capacité additionnelle de 700 MW est planifiée pour réassurer la marge de
1
Avant la libéralisation, quand les incitations pour minimiser les investissements et pour diminuer le coût restaient faibles, plusieurs pays européens disposaient de fait de capacités de réserve importantes (cf. section 2.1). 2
La capacité non disponible comporte les éoliennes qui sont supposées ne pas être disponibles, les capacités mises sous cocon (mothballed), en cours de remise à neuf ou réservées pour les services auxiliaires.
capacité. Néanmoins, compte tenu de la part importante du chauffage électrique dans ces pays, il est prévu que Nordel puisse avoir à importer en situation de conditions hivernales extrêmes.
Le Royaume-Uni serait en manque de capacités pour satisfaire la pointe dès 2008 sans les projets déjà planifiés, et en 2009 en les incluant. A moyen terme, le déclassement attendu de 16 GW en 2015 représente également une masse considérable de nouveaux investissements. L’Irlande est déjà dépendante des importations de l’Irlande du Nord et les décisions concernant de nouveaux investissements devraient être prises prochainement pour limiter les risques de pénuries. Les capacités de réserve seront insuffisantes pour la Belgique et les Pays-Bas également. Néanmoins, les interconnexions existantes peuvent améliorer la sécurité d’approvisionnement dans ces pays.
Le bloc sud-est de l’UCTE (Autriche, Bosnie-Herzégovine, Croatie, Suisse) est actuellement exportateur net, mais ses marges de réserves deviennent négatives après 2010 et, surtout, après 2015. Les marges de réserve sont considérées comme adéquates en France, Allemagne, Portugal et Espagne. Suite à la coupure d’électricité en 2003, l’Italie a relancé une vague de planifications et de constructions assurant des marges de capacité suffisantes pour passer les pointes de demande dans le pays jusqu’en 2015. Le groupe de pays dont les marges de production devraient confortablement satisfaire la pointe même au delà de 2015 est CENTREL (Hongrie, Pologne, Slovaquie, République Tchèque). Globalement, ETSO prévoit que 20 GW de nouvelles capacités d'ici 2015 devront être ajoutées aux capacités déjà planifiées. Néanmoins, les difficultés principales se poseront immédiatement après 2015 quand le déclassement des vieilles centrales au charbon et des centrales nucléaires sera avancé1.
Le secteur électrique européen peut disposer donc de marges de manœuvre pour infléchir sa trajectoire technologique vers un profil moins intensif en carbone, en raison de la nécessité d’effectuer des investissements massifs dans les prochaines décennies. La section suivante fournit une vision d’ensemble des grandes options technologiques pour les investissements à court, moyen et long terme. Avant cela, sont examinées les deux options de réduction significative des émissions qui, actuellement, sont particulièrement débattues : 1) le changement de combustible vers la production
d’électricité sans ou avec peu d’émissions de CO2, notamment les énergies renouvelables et le
nucléaire, 2) l’intégration de la capture et du stockage de CO2 dans les centrales thermiques, ainsi que les facteurs qui influencent leur compétitivité relative.
1.2.2 Les perspectives technologiques
L’énergie nucléaire
L’énergie nucléaire de fission est une technologie concurrentielle et mature qui fonctionne avec un niveau élevé de sécurité et produit 34 % de l’électricité en Europe. A la suite des accidents de Three Mile Island (1979) et de Tchernobyl (1986), le déploiement du nucléaire a été interrompu ou ralenti
1
Seulement en Allemagne, une nécessité prévue des investissements est de l’ordre de 40-60 GW entre 2010-2025 (Bartels et al., 2006, International Energy Agency, 2007).
dans les pays Européens. Néanmoins, le nucléaire reste le premier poste des programmes publics de
recherche et développement, loin devant les énergies renouvelables ou l’efficacité énergétique1
(De Perthuis, 2009). C’est une technologie très coûteuse : les financements initiaux pour la construction des centrales peuvent varier de deux à trois milliards d’euros et leur mise en place peut durer jusqu’à dix ans. L’énergie nucléaire, qui est relativement peu flexible, est essentiellement utilisée pour l’électricité de base. En principe, c’est une énergie sans émissions directes de carbone. La prise en considération du risque climatique devrait donc conduire à un certain redéploiement de ce mode de génération électrique. De plus, les ressources disponibles d’uranium permettraient de construire quatre fois plus que le nombre de centrales actuelles mondiales d’ici 2050 (Bouttes et al., 2006 ; International Energy Agency, 2005). Néanmoins, au-delà des problèmes liés à l’acceptabilité publique et aux sites de stockage finaux, la compétitivité relative de cette solution dépendra d’abord de la réduction des risques spécifiques aux investissements nucléaires – risques réglementaire, de construction, d'exploitation et de marché - dans le nouveau contexte libéralisé des marchés électriques (Finon et Roques, 2008). Les politiques nationales jouent également un rôle important dans le déclenchement des investissements futurs et dans le développement des politiques nucléaires (cf. section 1.2.3 pour un regard historique et section 2.4 du Chapitre II pour un état des lieux).
L’électricité d’origine renouvelable (EOR)
Les ressources énergétiques renouvelables sont considérables et peuvent probablement à long terme satisfaire la majeure partie de nos besoins. Les contraintes environnementales, le rapprochement de l’échéance d’épuisement des ressources fossiles, ainsi que les préoccupations d’indépendance énergétique conduisent depuis les années quatre-vingt-dix à un décollage important des filières de production d’électricité d’origine renouvelable. Mais outre l’hydroélectricité, technologie mature et compétitive, les solutions de conversion des ressources renouvelables que sont le soleil, le vent, la biomasse sont encore en phase de décollage industriel et ne représentent qu’une faible part dans le bilan européen et global. Les politiques de soutien au développement de ces technologies sont bien justifiées par la théorie économique, du fait : 1) de la correction des externalités négatives résultant de l’utilisation des combustibles fossiles, et 2) de la recherche d’efficience dynamique par la stimulation du changement technique (Finon et Menanteau, 2004). Elles incluent : le soutien à la R&D, les instruments de promotion (e.g. tarifs d’achat garantis, certificats verts), les incitations financières (e.g. subventions de capital, crédits d’impôt). Néanmoins, le caractère intermittent des nombreuses technologies d’énergie renouvelable et leurs coûts importants malgré des progrès significatifs dans le domaine de l’éolien notamment, ou parfois l’hostilité des opérateurs historiques de réseau limitent encore leur développement (De Perthuis, 2009). De plus, le développement de ces équipements nécessite de grandes marges de réserve2 et le renforcement onéreux des systèmes de transport ou
1
Par exemple, dix milliards de dollars seront dépensés à Cadarache, en France, pour tester la faisabilité de la production électrique par fusion nucléaire.
2
La production d’électricité à partir de solaire photovoltaïque peut chuter de 50 MW à quasiment zéro en quelques secondes lors de passages nuageux, et remonter lorsque le ciel est de nouveau clair. La production d’électricité à partir de l’éolien peut chuter de 100 MW à 10 MW ou moins en quelques heures si le vent baisse.
encore le développement de réseaux intelligents ou « smart grids » pour optimiser la courbe de charge et intégrer les énergies réparties1 (Bartels et al., 2006 ; Cepeda et al., 2008 ; European Commission, 2007). Jenkins et Strbac (2000) soulignent que la compétitivité des technologies renouvelables augmenterait significativement avec l’apparition de moyens pour stocker l’électricité afin de compenser la nature intermittente de ces technologies, ce qui permettrait un déploiement à grande échelle.
Les technologies de capture, de transport et de stockage du CO
2Les technologies de capture, de transport et de stockage du CO2 (CSC) sont parfois qualifiées
également de technologies de production d’électricité thermique à zéro émission (zero emission fossil fuel power generation, ZEP). Il est attendu qu’elles capturent au moins 85 % des émissions pendant le processus de production d’électricité à partir de charbon et de gaz. Le CO2 ainsi capturé devrait ensuite être transporté (e.g. par la voie du gazoduc) vers des sites souterrains pour être stocké définitivement et sans risque. Actuellement, tous les aspects de ces technologies sont développés, mais ils ne sont pas encore optimisés. Ils sont utilisés par les acteurs industriels à des échelles bien inférieures à celles nécessaires pour la production d’électricité (European Commission, 2007). Les technologies de capture (pré et post combustion et oxy-fuel) représentent 70 à 80 % du coût total d’investissement. Le transport et le stockage souterrain se partagent alors les coûts d’investissement restant (Rokke, 2006). Ces technologies pourraient être commercialisées dès 2020 (European Commission, 2007). Néanmoins, plusieurs pays, comme le Royaume-Uni, l’Allemagne, la Norvège et le Danemark, ont pris de l’avance quant aux décisions d’investissement et aux plans en direction des technologies avec la CSC. Leurs projets ne seront que démonstratifs d’ici 2015. Cependant, ils peuvent influencer les perspectives pour les investissements sobres en carbone à partir de cette date
(International Energy Agency, 2007)2. La certitude accrue qui devrait découler des politiques
climatiques post-2012 sera cruciale pour la compétitivité relative de ces technologies. Pendant ce temps, les efforts de R&D devraient être significatifs pour réduire les coûts en capital de façon à ce que le coût de captage du CO2 devienne inférieur à 25-40 €t/CO23 afin d’améliorer les rendements,
d’évaluer la capacité européenne de stockage du CO2 et d’assurer sa sécurité.
Cela pose des problèmes aux gestionnaires de réseau qui doivent en permanence harmoniser l’offre et la demande d’électricité (Heal, 2009).
1
Le SET-plan européen accorde plus de 400 milliards d’euros sur les trois prochaines décennies pour le développement des systèmes électriques intelligents, y compris le stockage, et pour la création d’un centre Européen afin de mettre en place le programme de recherche sur le réseau de transport européen (European Commission, 2007).
2
Le nouveau paquet énergétique de la Commission propose d’inciter la construction de douze projets démonstrateurs avec la CSC à grande échelle. Cela doit être suivit d'une conception plus claire des politiques futures avec pour objectif d'être capable de fixer une obligation selon laquelle toutes les nouvelles centrales au charbon devraient être équipées avec la CSC en 2020.
3
Une vision d’ensemble des perspectives technologiques
Au-delà des options technologiques peu émettrices discutées ci-dessus, un nombre des technologies,
moins durables du point de vue climatique à cause de leur teneur plus élevé en CO2, sont disponibles
pour les investissements à court moyen terme. En particulier, il s’agit des thermiques à flamme au charbon et au gaz naturel. A court moyen terme, la compétitivité relative des technologies au gaz peut être limitée cependant par les préoccupations relatives à la sécurité d’approvisionnement et par la hausse attendue des prix du gaz en raison de 1) la nécessité d’effectuer des investissements lourds dans les infrastructures (pipe-line, terminal GNL) afin de développer l’exploitation des réserves
existantes, et 2) l’épuisement des réserves qui peut se produire rapidement1 (cf. section 2.3.3
également). La hausse du prix du gaz et la nécessité d’une diversification peuvent en revanche augmenter la compétitivité relative des technologies au charbon.
Le Tableau 1 résume les grandes options pour les nouveaux investissements, selon qu’elles seront disponibles à court, moyen et long terme. Nous exposons à titre comparatif le coût prévisionnel de la production électrique basé sur la méthode simple du coût moyen actualisé2 avec deux taux d’actualisation (5 et 8 %) qui reflètent deux niveaux différents du coût de capital. Les coûts technologiques et les performances sont dérivés de la base de données Techpol développée par le
laboratoire Lepii-Epe dans le cadre de projets de recherche européens3 (Menanteau, 2006). Cette
base de données sert les travaux de prospective énergétique de long terme menés avec le modèle mondial POLES et couvre aujourd'hui plus de cinquante technologies génériques relevant de quatre grandes familles : i) les moyens de production d’électricité de grande puissance, ii) les moyens distribués de production d’électricité et d’énergies renouvelables, iii) la production d’hydrogène, et iv) les technologies de demande.
1
30 – 40 ans de la consommation actuelle des réserves prouvées de gaz conventionnel (Laherrere, 2006). 2
Cette méthodologie de calcul économique a été et continue à être utilisée par les investisseurs, par les institutions publiques. Sur la base de l’estimation des coûts divers (coût de capital, coût opérationnel et de maintenance, coût de combustible fossile) et de l’énergie produite annuellement sur la durée de vie d’une centrale typique pour un système d’énergie donné, elle actualise les flux de coût et les prix d’énergie en utilisant un taux référentiel (traditionnellement, 5 et 10 %). Le résultat consiste en des séries comparables des niveaux des coûts de production d’électricité qui permettent alors d’établir un « classement de mérite économique » pour choisir entre les technologies alternatives (European Commission, 2007, Bouttes et al., 2006, UK Department of Trade and Industry, 2006a).
3
Tableau 1 : Les coûts de production des différentes perspectives technologiques dans les
différentes périodes de temps1
5% 8% Contenu en CO2 €/MWh €/MWh tCO2/MWh
Nucléaire Génération 3 35 43 0
Charbon pulvérisé avec désulfurisation (CP) (prix
charbon: 37.5 €07/t, efficacité 42%) 44-48 48-52 0.81
Gazéification du charbon intégrée à un cycle combiné
(GICC) (efficacité 42%) 50-54 56-60 0.81
Gaz
Turbine à gaz à cycle combiné (TGCC) (prix gaz: 4.3
€07/Mbtu, efficacité 55%) 41-43 43-45 0.35
Hydraulique
Grandes et petites hydrauliques, les coûts variables
selon les sites et l'acceptabilité 42-59 56-77 0
Eolien l'intermittence) 55 66 0
CP et GICC (prix charbon: 56.8 €07/t, efficacité PF -
46%, IGCC - 48%) 53-57 57-61 0.74
CP et GICC avec la CSC (après 2020, efficacité 35- 47-57 53-63 0.12
TGCC (prix gaz: 6.3 €07/Mbtu, efficacité 59%) 54-55 55-57 0.33
TGCC avec la CSC (après 2020) 58 60 0.04
Eolien Eolien offshore (sans coût extra causé par 50 59 0 Biomasse Coût pour une production dédiée 64-66 70-71 0
Charbon CP et GICC avec la CSC 46-55 51-60 0.10
PV Photovoltaïque de deuxième génération+ (couche 46 58 0
PV Photovoltaïque de troisième génération (après 2040) 65 80 0
Nucleaire Gen-IV (après 2040) 32 40 0
Autres Stockage d'électricité ? (après 2040) ? ? 0 2005-15 (Prix du CO2: 15-20€/tCO2) Charbon Gaz 2015-35 (Prix du CO2: 25-30€/tCO2) Charbon 2035-50 ? (incertitudes) Taux d'actualisation
Source : Tech Pol (2008)
Par le choix des technologies pour les nouvelles centrales de production en Europe et, surtout, par les substitutions lors du renouvellement, il est donc envisageable de réduire sensiblement les émissions par rapport à la tendance business-as-usual et de viser à terme une électricité « moins carbonée » (Leban, 2006 ; Bouttes et al., 2006). L’énergie nucléaire peut constituer une part importante des investissements dans les pays qui maîtrisent la technologie et où l’acceptabilité sociale est relativement élevée. Il est également important de mobiliser le potentiel des nouveaux
développements d’énergie hydraulique2. Il est attendu que les autres ressources renouvelables jouent
un rôle croissant pour satisfaire la demande électrique. Cependant, leur développement dépendra de l’importance du soutien gouvernemental en termes d’instruments, d’institutions, ainsi que de la reconfiguration future des réseaux (Wolsnik, 2000 ; Pollitt, 2008).
La politique du prix du CO2 est souvent considérée comme un facteur fondamental pour la
traction par le marché des nouvelles technologies plus propres e.g. intégrant la CSC (technology pull) (Manne et Richels, 2004). Cependant, plusieurs analyses avancent l'idée que les changements dans