mercredi 22 juillet 2020

Le système électrique au Royaume-Uni


Le système électrique au Royaume-Uni

Les leçons d'un succès
Jean Pierre Riou 

L’économiste Guillaume Gaulier a publié quelques graphiques extrêmement révélateurs sur l’efficacité des politiques énergétiques européennes. Chacun d’eux ne saurait montrer qu’un aspect du problème, l’évolution du rapport entre émissions de CO2 et PIB en base 100 depuis 2002 semble particulièrement pertinent.

Dans cette comparaison, l’efficacité du Royaume-Uni se détache clairement de celle des autres pays européens à partir de 2012.

Ce qui justifie l’examen des mesures ayant permis ce succès.
Car la sortie du charbon du Royaume-Uni est une réussite incontestable de sa politique  climatique.
Le graphique ci-dessous montre sans équivoque l’effondrement de sa consommation à partir de 2012.

 Source Digest of Energy Statistics 2019 UK.Gov

Et précise la part prépondérante de la production d’électricité (en gris) et sa réduction drastique à partir de 2012.
Performance d'autant plus remarquable que cette sortie du charbon du mix électrique s’est accompagnée d’une réduction en termes de puissance pilotable installée, illustrée sous la ligne rouge du graphique ci-dessous. 


Infographie : au 31 décembre de chaque année selon National Statistics, Gov.UK 5-12

Ce qui fait figure d’exception en Europe, où le formidable essor des EnRe intermittentes (éolien/PV) n’a toujours pas permis de réduire la puissance pilotable installée d’un seul MW.

Le signal prix de la taxe plancher
Dans son analyse, sur Le signal prix du CO2, * RTE rappelle que « La gestion de l’équilibre entre l’offre et la demande d’électricité repose sur une logique de préséance économique qui définit « l’ordre d’appel » et montre qu’en l’absence de taxation du carbone, c’est le lignite qui serait appelé prioritairement en raison de son faible coût marginal (5€/MWh), juste après les EnR dont ce coût est nul.
Tandis que celui du gaz, beaucoup moins émetteur, se situe entre 35 et 45€/MWh.
Le système européen d’échange de quotas d’émissions (SEQE-UE), dont dépendent les centrales électriques, est destiné à favoriser la compétitivité des centrales les moins émettrices. Son taux demeure cependant trop bas pour être encore efficace.
L’étude montrait qu’en 2016, le taux actuel des quotas carbone (7€ la tonne) n’empêchaient pas le lignite et même le charbon d’être plus compétitifs que le gaz, et donc d’être appelés avant lui.

Or le Royaume Uni a instauré en 2011 un prix plancher sur cette valeur du carbone (CTF).
Toujours selon RTE, cette taxe anglaise a eu le double effet antagoniste de réduire la production du charbon anglais, mais aussi de dévaloriser les quotas carbone européens en augmentant mécaniquement la quantité de quotas restant disponibles. Et, par la même, de favoriser les émissions de CO2eq des autres pays.
D’autre part, parmi les différentes mesures incitatives, le système de « Contract for difference » (CFD) est considéré comme le levier le plus efficace pour soutenir la production d’énergies bas carbone.
Il est important de noter que le nucléaire britannique bénéficie de ce mécanisme au même titre que les énergies renouvelables, ainsi que le rappelle l’analyse de l’Agence Internationale de l’Energie (AIE) (p 29).

Selon la Banque Mondiale, cette taxe plancher du Royaume Uni impose le plus fort taux au monde, avec celui de l’Espagne, du Danemark et de l’Irlande, à 25$/tCO2eq en 2018, tandis que le système d’échanges européens la taxait à 16$.

Cette taxation a été déterminante dans la réduction spectaculaire des émissions de CO2eq de la production électrique britannique. Tandis qu’en France, le projet de prix plancher du carbone, annoncé depuis 2015, puis envisagé pour les  seules centrales à charbon a été refusé du projet de loi de finance 2017.

La baisse de la consommation
D’autre part, le Royaume Uni a instauré une série de taxes environnementales dont l’efficacité s’est manifestée par une forte réduction de la consommation. Selon l’AIE, la consommation d’électricité a en effet baissé de 12% entre 2007 et 2017 tandis que la production baissait de 15% entre ces mêmes dates.

Le recours accru aux importations
Le développement des interconnexions a permis l’accroissement des importations, essentiellement depuis la France (liaison de 2GW) et les Pays-Bas (1GW) augmentant notamment de façon très marquée entre 2010 et 2015. Les importations depuis la France ont marqué une nouvelle hausse de 25% en 2018.

Notons à ce sujet que Enerdata vient de publier ses statistiques 2019 qui confirment la place de la France en tant que plus gros exportateur mondial d’électricité, qu’elle détient quasiment chaque année depuis 1990.


Ces éléments doivent faire comprendre les 3 points suivants :
- L’exception britannique de réduction de la puissance pilotable installée n’est pas transposable à la France.
- Les mesures incitatives doivent concerner toutes les solutions décarbonées, y compris le nucléaire.
- Le signal prix sur le carbone entraîne mécaniquement la réduction de ses émissions.

Pour autant, les économistes considèrent que sa taxation doit s’opérer à charge fiscale constante, grâce à la redistribution intégrale de son produit vers les ménages.

Il est d’autant plus regrettable que la France se prive la progressivité de ce puissant levier en détournant son produit vers le financement de l’éolien et du solaire, ce qui est d’autant plus contre-productif que le mix électrique français est déjà décarboné

* Le lien de cette étude est malheureusement cassé, mais peut être retrouvé ici



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