L’IFRI, think tank français plutôt orienté sur la géostratégie, a réalisé une étude sur la transformation du secteur électrique européen qui fait face à trois grands défis : la décarbonation, la digitalisation et la décentralisation. .
Les risques sont multiples: qu’il n’y ait pas suffisamment d’investissements dans les nouvelles capacités de production bas carbone ni dans les réseaux ; que l’insertion des technologies de stockage de l’électricité et de flexibilité du système se fasse à des coûts très élevés et de manière inefficace ; que l’interaction entre les grands réseaux et infrastructures et les microsystèmes soit mal pensée et coordonnée ; que la digitalisation des systèmes électriques nourrisse une nouvelle fracture numérique ; que nos systèmes électriques soient contrôlés de manière croissante par les GAFAMI (Google, Apple, Facebook, Amazon, Microsoft, IBM) ou des acteurs chinois; que la sécurité des approvisionnements et la décarbonation ne soient pas garanties.
L’approche dogmatique qui a présidé à la libéralisation de l’électricité en Europe, fondée sur une confiance absolue dans les mécanismes du marché mais avec des exceptions qui se sont multipliées au point d’entraver leur efficacité, a fragilisé les opérateurs historiques, lesquels sont confrontés à de nouveaux défis : un marché de gros qui n’envoie pas les bons signaux, une révolution numérique qui attire de nouveaux entrants peu enclins à investir dans des capacités électriques, des réseaux en pleine mutation à l’échelle locale comme à l’échelle mondiale.
Il faut une vision industrielle de la concurrence qui permette à ces opérateurs de financer les investissements massifs nécessaires à la transition énergétique tout au long de la chaîne électrique sachant que la production va devenir de plus en plus décarbonée et les réseaux de plus en plus intelligents. Il appartient aux pouvoirs publics de répondre aux trois questions qui vont conditionner l’évolution du secteur dans les prochaines années : jusqu’où faut-il décentraliser la production d’électricité et, d’autre part, comment faut-il réguler les activités de réseaux pour intégrer les nouvelles technologies du numérique ? Et comment réconcilier le marché avec le déploiement à grande échelle des énergies renouvelables (ENR) indispensables pour décarboner mais qui, malgré la baisse de leurs coûts de déploiement, nécessiteront toujours des subventions et des solutions pour pallier leur intermittence ?
Les compagnies d’électricité doivent connaître les réponses qui seront apportées par la puissance publique pour se positionner par rapport à de nouveaux acteurs de la transition : les territoires, les producteurs décentralisés, les entreprises pétrolières et distributeurs d’énergie, les constructeurs automobiles et les opérateurs du numérique.
L’appel des centrales sur la base d’un merit order fondé sur les seuls coûts marginaux doit être revisité dans la mesure où les ENR non pilotables ont par nature un coût marginal nul. Plus il y aura de capacités ENR intermittentes dans les mix électriques, plus le prix de gros aura tendance à baisser lorsqu’elles sont disponibles et plus les besoins de capacités flexibles et bas carbone seront élevés. Le système de régulation mis en place devra permettre de rémunérer efficacement ces technologies flexibles (centrales nucléaires ou thermiques classiques).
Face à ce défi, les centrales non pilotables pourraient être appelées sur la base de leur coût moyen et le principe du coût marginal pourrait être gardé pour les centrales pilotables. On peut aussi considérer que le coût du stockage est une forme d’externalité négative au même titre que le coût du carbone ou celui de la gestion des déchets nucléaires, et dans ce cas l’appel des centrales sur la base des coûts marginaux intégrant ces externalités négatives peut se révéler pertinent.
La prise en compte des externalités négatives (stockage des ENR et émissions de CO2 pour les centrales carbonées, mais aussi coût de gestion des déchets nucléaires) engendrera un prix d’équilibre plus élevé sur le marché de gros de l’électricité, pour un niveau donné de demande d’électricité. Un prix-plancher du carbone et/ou un meilleur contrôle des quotas de CO2 mis sur le marché du Emission Trading System (ETS) constituent de bonnes mesures pour atteindre cet objectif. Cela devrait rendre inutiles les subventions accordées aux ENR et même le maintien d’un marché de capacité pour les centrales classiques. Pour que les ENR demeurent compétitives et bien placées dans le merit order, il conviendrait donc de faire porter les efforts de recherche et développement sur la baisse des coûts du stockage de l’électricité, que ce soit par batteries ou sous forme de power-to-gas.
Le développement à grande échelle des technologies du numérique, en particulier dans le secteur de l’automobile, fournit de nouvelles perspectives pour les usages électriques. Les équilibres concurrentiels vont évoluer à mesure que la fourniture d’électricité décarbonnée sera associée à des services annexes, de plus en plus liés au numérique. Dans cette perspective, des rapprochements stratégiques pourraient voir le jour entre opérateurs numériques, constructeurs automobiles et fournisseurs d’électricité. On assistera ainsi à une « ubérisation » des activités de fourniture d’électricité, ce qui ne sera pas sans soulever des questions au sujet de la propriété et de la confidentialité des données collectées. On doit également noter que le recours massif au numérique risque de pénaliser les consommateurs qui ne maîtrisent pas bien ces nouvelles technologies (citoyens défavorisés, personnes isolées en zone rurale mal connectée voire personnes âgées) et du coup cela peut accentuer la « fracture numérique » que l’on constate déjà au niveau de la gestion des services publics administratifs (impôts, santé).
Enfin, il faut réfléchir à l’architecture des réseaux électriques du futur à tous les niveaux : local, national, suprarégional et planétaire. À l’échelle des micro-réseaux, la tarification de l’accès au réseau est appelée à évoluer pour éviter une « spirale de la mort », sans pénaliser le développement de l’autoproduction. Outre un rééquilibrage entre la part puissance et la part électricité consommée, l’introduction d’un tarif spécifique de secours pour l’autoproduction est une option à considérer, d’autant que les péages d’accès devront aller vers une meilleure prise en compte de la localisation et de la période de soutirage ou d’injection de l’électricité pour minimiser les coûts. À la perspective de marchés décentralisés plus ou moins indépendants s’ajoute celle de grands projets d’interconnexion à l’échelle mondiale, porteurs de nouvelles opportunités mais aussi de risque en termes de contrôle des technologies de production et des infrastructures électriques. Il paraît impératif de prendre en compte ces enjeux en ayant pleinement conscience qu’une approche européenne coordonnée et consensuelle est une nécessité pour que notre souveraineté énergétique soit garantie.
https://www.ifri.org/sites/default/files/atoms/files/percebois_transformation_defis_2019.pdf
