Paris. Alors que l’Allemagne a annoncé en mars son ambition de se départir de toutes ses centrales à charbon d’ici à 2038, et que la France envisage une réduction de la part du nucléaire de 75% à 50% du mix électrique national en 20351, le président de RTE (le Réseau de transport d’électricité français) François Brottes alerte sur les risques que ces décisions politiques peuvent faire peser sur l’équilibre offre-demande des systèmes électriques européens2. 15 opérateurs de réseaux européens ont signé une déclaration conjointe pour alerter les gouvernements sur ces risques, dans la perspective des élections européennes de mai.

Cette mise en garde est intervenue quelques jours avant que l’opérateur du réseau britannique ESO n’annonçait que le Royaume-Uni venait, pour la première fois de son histoire, de produire son électricité sans recourir au charbon pendant une semaine entière. Cet épisode inédit a en partie été rendu possible par le soutien de capacités de production complémentaires comme le nucléaire (23% de la production cette semaine), le gaz (42%) et l’éolien (12%)3. Le directeur d’ESO a ajouté : « à mesure que de plus en plus de renouvelables pénètrent notre système énergétique, des périodes sans charbon comme celle-ci vont se répéter. Nous pensons que d’ici à 2025, nous serons capables d’opérer intégralement le système électrique britannique en émettant zéro carbone »4.

La réduction des émissions de gaz à effet de serre recherchée par les États dans le cadre des objectifs européens et internationaux (rappel du paquet énergie–climat en cours) peut notamment s’accomplir par un renoncement partiel ou total aux sources de production fortement carbonées, comme le charbon en Allemagne, qui représentait 42% de la production nationale d’électricité en 20165. De plus, l’Allemagne et la Belgique sont déterminés à fermer leurs centrales nucléaires à court terme et l’incertitude politique autour de l’atome est également palpable dans d’autres pays européens comme l’Espagne, la Suisse et la Suède. Le charbon et le nucléaire étant des ressources dont la puissance peut être pilotée selon la demande appelée par le réseau, cette démarche pose un vrai problème de sécurité énergétique et électrique.

Selon François Brottes, la France aurait perdu près de 13 GW de capacité de production depuis 2012 suite à la fermeture de centrales électriques. La fermeture prévue de Fessenheim et des dernières centrales à charbon d’ici à 2022 représentent un manque à gagner additionnel de 18 GW de capacité6.

D’autres pays européens sont concernés, comme le Royaume-Uni, qui a perdu 13 GW de capacité depuis 2012 et s’est également engagé à fermer ses centrales à charbon d’ici à 2025. L’Espagne s’apprête aussi à renoncer au charbon en 2030, qui représente 13% de sa production d’électricité ; le gouvernement a aussi fait part de sa volonté de fermer progressivement les sept centrales nucléaires du pays entre 2027 et 2035. Le nucléaire en Espagne est la première source d’électricité (20-23% de la production)7.

Toutes choses égales par ailleurs, la réduction de la capacité de production d’électricité d’un État suppose logiquement la recherche d’une compensation. Outre l’amélioration de l’efficacité énergétique, qui peut substantiellement réduire la demande énergétique domestique, les pays européens ont de plus en plus recours à l’importation d’électricité d’autres États membres afin de compenser la diminution de leur capacité propre. Mais ce système rencontre ses limites lorsque les capacités de production d’électricité « de base », comme le nucléaire en France (7), sont simultanément réduites dans plusieurs pays interconnectés. Plusieurs pays européens ont fait face à des problèmes d’équilibre entre offre et demande et de manque de génération électrique ces derniers hivers, et s’exposent à ce que ces épisodes se reproduisent à fréquence plus rapprochée ces prochaines années.

La pénétration croissante d’énergies renouvelables, intermittentes, représente un défi pour les réseaux électriques qui subissent des fluctuations importantes dans la production selon l’intensité du vent ou l’ensoleillement, de façon décorrélée des fluctuations de la demande. Ce problème pourrait s’aggraver du fait que de nouvelles capacités de production n’arrivent pas en même temps que les fermetures de centrales. Davantage de prudence et de pragmatisme pourraient être nécessaires dans la construction d’une stratégie énergétique européenne au long cours.

GEG | Cartographie pour Le Grand Continent

Perspectives :

  • Les objectifs de fermeture des centrales à charbon et nucléaires en Europe, entre 2025 et 2038, doivent être compensés par l’installation de capacités de production additionnelles. Une augmentation  de l’efficacité énergétique et une réduction de la consommation primaire pourraient diminuer ces besoins.
  • Pour éviter d’accroître le phénomène de déséquilibre entre offre et demande électriques, les États européens doivent aborder le démantèlement des centrales à charbon et des centrales nucléaires de façon coordonnée. À cet égard, les négociations multilatérales entreprises par l’Allemagne et 11 États en avril fait montre d’une approche prudente et pragmatique8.
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