Transition énergétique : le mythe du modèle allemand à l’épreuve du modèle britannique

Comment prend corps la croissance verte autour de l’Hexagone ? Approche « pragmatique » des Britanniques ou vision « idéologique » des Allemands, Jacques Percebois examine les sources d’inspiration pour faciliter une transition énergétique réaliste en France.

Comment se concrétise l’ambition bas carbone au Royaume-Uni ?

Les Britanniques ont une vision ambitieuse et pragmatique de la question fondée avant tout sur l’efficacité du système. La réforme formalisée par l’Energy Act en 2013 met l’accent sur plusieurs objectifs. Outre les mesures d’efficacité énergétique instaurées dans le cadre du Green Deal, la mise en place d’un prix plancher du CO2 entre 20 et 35 € la tonne est le premier signal fort pour orienter la production vers les centrales à gaz plutôt que vers les centrales à charbon. Deuxième priorité, contrairement aux Français et aux Allemands qui favorisent le gaz pour le chauffage, les Britanniques privilégient l’électricité dans tous les usages, y compris le transport. Dans cette logique, le gouvernement a lancé un programme de relance de 12 centrales nucléaires, soit 16 GW à l’horizon 2025-2030. Simultanément – et c’est là que leur modèle économique se démarque de celui de leurs voisins européens -, les Britanniques ont mis en place des « contrats sur la différence » (Contract for Difference), contrats long terme garantissant une rémunération stable pour tous les investissements dans des centrales électriques faiblement émettrices de carbone (ENR, nucléaire ou centrales équipées d’un système de captage et stockage du CO2).

Quelle est la valeur ajoutée de ce système ?

C’est un système équilibré et réversible : l’investisseur dispose d’une garantie limitant les risques du marché, ce qui évite l’écueil des systèmes subventionnés, sources de rentes et d’effets d’aubaine. Le contrat est basé sur la différence entre le prix de marché de l’électricité et le prix défini à partir des coûts de production de la filière. Si le prix de production dépasse le prix du marché, l’État rembourse la différence au producteur. Dans le cas inverse, le producteur doit reverser à une agence gouvernementale le montant de l’écart. Et pour les technologies non éligibles aux « contrats sur la différence », la réforme a créé un marché centralisé de capacité, une garantie pour donner de la visibilité long terme aux investisseurs. De fait, si les énergies renouvelables connaissent aujourd’hui une croissance sans précédent au Royaume-Uni, à travers des centaines de projets photovoltaïques, éoliens ou encore à base de biomasse, ce déploiement s’opère sans risque d’alourdir les subventions publiques.

En quoi la politique énergétique allemande est-elle différente ?

La lutte contre le changement climatique est également une priorité, mais on l’oublie souvent, la production d’électricité en Allemagne est encore, pour 55 %, d’origine fossile. Les ENR ne représentent que 22 % de leur production. Le point de différenciation fondamental avec le Royaume-Uni réside dans l’ambition de sortir du nucléaire et de développer la production des renouvelables à grande échelle. Deuxième point de différenciation : le prix de l’électricité est un des plus élevés d’Europe, avec l’Italie, et pèse en priorité sur les consommateurs domestiques. Autre point de fragilité, la précarité de leur sécurité d’approvisionnement : en attendant les solutions pour stocker l’électricité des ENR, les Allemands ont besoin d’interconnexions avec le reste de l’Europe. C’est d’autant plus vrai qu’actuellement, leur mix électrique est particulièrement soumis aux aléas climatiques, créant une dépendance pénalisante à long terme. À travers l’externalisation des difficultés reportée sur les capacités des pays limitrophes, cette organisation fonctionne uniquement parce qu’elle représente une exception. Notons qu’à certains moments, le nucléaire français sert de back-up au renouvelable français et allemand puisque l’on réduit la puissance nucléaire pour laisser passer du solaire ou de l’éolien prioritaires. Cela demeure toutefois encore modeste, heureusement.

Y a-t-il des enseignements à tirer en France de ces expériences malgré notre statut énergétique atypique ?

La France dispose d’un socle nucléaire important qui assure 77 % de la production électrique. Dans son dernier rapport de février 2016, la Cour des comptes montre que, si la France voulait ramener la part du nucléaire à 50 % à l’horizon 2025, il faudrait fermer entre 17 et 20 réacteurs, et en majorité des réacteurs utilisant du MOX1, ce qui remettrait en cause l’ensemble de la filière. Ce serait un risque important sur le plan industriel avec des conséquences économiques et financières majeures sur les marchés internationaux. Rappelons que, comme les ENR, le nucléaire fait partie des énergies non carbonées. Les ENR représentent en France 18 % de la production électrique, dont 12 % grâce à l’énergie hydraulique. Il est essentiel de continuer à développer l’éolien et le photovoltaïque, mais pas à n’importe quelles conditions.

Quelles mesures retenir pour faciliter la transition énergétique sans déstabiliser l’économie ?

Contrairement à ce qu’on leur reproche parfois, les Britanniques recherchent le bon équilibre entre la régulation et la concurrence : ils ont confiance dans le marché, mais si celui-ci ne fonctionne pas correctement, ils acceptent la régulation de l’État. Nous pourrions nous en inspirer sur deux points. D’abord pour instaurer ce fameux « contrat sur la différence » évoqué plus haut. Comme en Allemagne, la France a mis en place un mécanisme de soutien aux énergies renouvelables par un système de prix d’achat garanti (feed-in tariff) avec obligation d’achat ayant pour inconvénient une rémunération des ENR hors prix du marché. Les subventions stimulent la production indépendamment des prix du marché, ce qui fait chuter les prix et ne permet plus de rentabiliser les investissements des producteurs (hors ENR). La loi de transition énergétique prévoit l’introduction d’un nouveau système pour les grosses installations : un tarif de rachat préférentiel (feed-in premium), dont les effets seront moins pervers que ceux des feed-in tariffs. Le « contrat sur la différence » des Anglais permettrait de sécuriser le marché en apportant une garantie aux investisseurs.

Y a-t-il d’autres mesures transposables ?

Comme eux, nous pourrions également instaurer un prix plancher du carbone. Selon une étude EDF, s’il existait un prix du carbone de l’ordre de 40 à 45 €/tonne de CO2, les centrales à gaz redeviendraient compétitives par rapport aux centrales à charbon, ce qui n’est pas le cas actuellement avec un prix à 5 ou 8 €/tonne de CO2. Rappelons qu’en Suède, le prix du carbone dépasse 100 €/tonne. Outre ces mesures, il est également essentiel de maintenir des investissements rentabilisés et amortis, comme c’est le cas pour le parc nucléaire. Actuellement, les politiques de financement des ENR ont un impact fort sur les prix de gros de l’électricité. À court terme, les consommateurs qui ont des tarifs indexés sur ces prix de gros font une très bonne affaire, mais qui risque de leur coûter cher à long terme sur un marché instable, sujet à de fortes fluctuations.

POUR ALLER PLUS LOIN

 

1 Mélange d’oxydes plutonium et uranium appauvri permettant de retraiter le plutonium issu du combustible usé.