Décarbonation du système électrique européen : des progrès mais rien n'est acquis

Maxence Cordiez

Ingénieur dans le secteur de l'énergie

L’année dernière, le système électrique européen a vu ses émissions de CO2 chuter de manière significative, du fait d’un net recul du charbon. S’il s’agit d’une bonne nouvelle pour le climat, sa pérennité reste à démontrer et atteindre la neutralité climatique nécessitera encore beaucoup d’efforts.

En 2019, les émissions de CO2 du secteur électrique européen ont diminué de 120 millions de tonnes(1). Cela représente un quart de la totalité des gaz à effet de serre émis en France en 2017 par les activités humaines selon les dernières données officielles(2). Cette diminution s’explique par un fort recul du charbon – houille et lignite – (remplacé par du gaz, de l’éolien et, dans une moindre mesure, du solaire) ainsi que par une baisse de la consommation électrique. Il est nécessaire de bien comprendre l’origine de cette baisse des émissions de CO2 pour en évaluer la pérennité au-delà de 2020.

L’année en cours ne sera guère représentative d’une quelconque tendance car le monde est confronté de plein fouet à la pandémie de COVID-19 et au confinement de près d’un milliard de personnes à l’heure actuelle(3). Cette crise sanitaire majeure entraîne un fort ralentissement de la production et une baisse conjoncturelle significative de la consommation électrique en Europe qui aura des conséquences sur les émissions de CO2 annuelles du secteur.

La hausse du prix du CO2 en première ligne

Sur un réseau électrique, les capacités de production sont en première approximation appelées par ordre de coûts variables croissants(4). Les coûts variables dépendent de la production (combustible, prix du CO2 émis sur le marché européen, etc.), par opposition aux coûts fixes (construction de l’installation, personnel, etc.). Sans prix du CO2, le charbon serait plus compétitif que le gaz en Europe(5).

Depuis 2018, le prix du CO2 sur le marché européen augmente. Il a atteint près de 30 €/tonne à l’été 2019, avant de redescendre pour osciller jusqu’à début mars 2020 entre 20 et 25 €/tonne(6). Il est tombé à 15-20 €/tonne depuis, du fait du ralentissement de l’activité consécutif à la pandémie de COVID-19.

Un prix élevé du CO2 est favorable au gaz, deux à trois fois moins émetteur de CO2 par kWh que le charbon(7). En parallèle, le boom du gaz de schiste américain, en saturant le marché, a fait chuter le prix du gaz. Ces deux composantes ont permis aux centrales à gaz de devenir globalement plus compétitives que les centrales à charbon en Europe. Elles sont donc appelées avant ces dernières sur le réseau électrique. Leur facteur de charge (taux d’utilisation) est maximisé et celui des centrales à charbon est réduit.

En parallèle, la progression de la production électrique éolienne (+ 54 TWh dans l’UE en 2019) et photovoltaïque (+ 10 TWh) a réduit d’autant l’appel à la dernière capacité appelée… c’est-à-dire principalement le charbon (il y a encore quelques années, ça aurait été le gaz)(8).

Ces deux composantes – compétitivité supérieure du gaz par rapport au charbon et progression de l’électricité éolienne et solaire – expliquent la hausse de la production électrique à partir de gaz (+ 74 TWh dans l’UE en 2019), le fort recul du charbon (- 150 TWh) et la baisse concomitante des émissions de CO2(9).

Mix électrique de l'Union européenne en 2019
En 2019, le charbon a été la 3e source d'électricité dans l'Union européenne, loin derrière le nucléaire et le gaz naturel. (©Connaissance des Énergies)

Limites liées à la variabilité des renouvelables

La chute de la production électrique au charbon en Europe l’an dernier est une excellente nouvelle pour le climat. Cependant, le grand pas qui a été franchi est principalement le fait de la bascule de compétitivité entre gaz et charbon. C’est grâce à elle qu’une partie de la consommation de charbon a été remplacée par du gaz. C’est également grâce à elle que la progression de la production d’électricité « renouvelable » s’est substituée à du charbon plutôt qu’à du gaz. Les progrès futurs seront plus difficiles, même si de nouvelles hausses du prix du CO2 apporteraient encore des bénéfices en rehaussant les coûts variables du lignite – charbon de mauvaise qualité mais très bon marché – encore compétitif.

Ensuite, si le déclin du charbon est une très bonne nouvelle, la progression du gaz ne l’est pas. C’est une ressource fossile qui émet aussi beaucoup de CO2 lors de sa combustion : trop pour suivre la trajectoire de neutralité climatique en 2050 indispensable pour espérer limiter le réchauffement climatique sous la barre de 2°C.

Enfin, si la progression de la production éolienne et solaire réduit aujourd’hui la consommation de charbon, la variabilité du vent et du soleil ne permettra pas de se passer de centrales à combustibles fossiles, produisant à la demande. La politique consistant à (presque) tout miser sur l’éolien et le solaire produit des résultats aujourd’hui mais, en parallèle, elle nous rend durablement dépendants du gaz pour pallier leur intermittence. Il sera particulièrement difficile de s’en affranchir plus tard.

Pour l’avenir rien n’est acquis…

La réduction spectaculaire de la consommation européenne de charbon en 2019 dépend fortement de la hausse du prix du carbone et de la baisse de celui du gaz. Si la valeur du gaz devait augmenter (par exemple en cas de choc pétrolier, une perspective probable à court terme(10)) et/ou si le prix du CO2 sur le marché européen devait diminuer (possible en cas de crise économique, c’est d’ailleurs ce qui se passe à présent(11)), il est tout à fait envisageable que le charbon redevienne plus compétitif que le gaz en Europe. La consommation de charbon augmenterait alors en même temps que diminuerait celle de gaz, et la progression de la production éolienne et solaire affecterait alors davantage le gaz que le charbon. Cette hypothèse est loin d’être inenvisageable.

Pour décarboner durablement et en profondeur le système électrique européen, les politiques doivent évoluer. Par exemple, la mise en place d’un prix plancher du carbone (prix sous lequel la tonne de CO2 ne peut pas descendre) suffisamment élevé et croissant dans le temps permettrait de réduire le risque d’un retour au charbon.

Enfin, la variabilité de la production éolienne et solaire – limite intrinsèque de leur potentiel de décarbonation – doit être prise en compte. Les politiques doivent ainsi promouvoir les économies d’énergie, travailler à flexibiliser la demande électrique – même si c’est plus facile à dire qu’à faire – afin de réduire les pics de consommation, et ne pas négliger les sources d’électricité bas carbone disponibles à la demande que sont l’hydroélectricité et l’énergie nucléaire.

Sources / Notes
  1. The European Power Sector in 2019, Agora Energiewende et Sandbag, février 2020.
  2. Chiffres clés du climat – France, Europe et Monde, CGDD, édition 2020.
  3. Coronavirus : le point sur la pandémie dans le monde, AFP, 21 mars 2020
  4. En première approximation car certaines autres considérations peuvent jouer au second ordre, telles que le maintien de l’équilibre d’un réseau isolé (cas de la Bretagne) ou la gestion de la ressource en eau de l’hydroélectricité de lac, en considérant les réserves en amont (lacs de retenue) et les usages de l’eau en aval du barrage.
  5. Signal prix du CO2 – Analyse de son impact sur le système électrique européen, RTE, mars 2016.
  6. Carbon price viewer, Sandbag. 
  7. Émissions liées à l’exploitation : 986 g CO2/kWh pour les centrales à charbon, 352 g CO2/kWh pour les centrales à cycle combiné gaz et 486 g CO2/kWh pour les turbines à gaz en France, selon le site éco2mix de RTE.
  8. The European Power Sector in 2019, Agora Energiewende et Sandbag, février 2020.
  9. Ibid.
  10. Les extractions de pétrole dit « conventionnel » sont passées par un maximum en 2008 et déclinent depuis lors selon l’Agence internationale de l’énergie. Les pétroles non conventionnels dits « de schiste » américains ont pris le relais mais, globalement non rentables, ils voient aujourd’hui leur croissance ralentir fortement. L’effondrement du prix du baril résultant de la pandémie de COVID-19 risque d’aggraver encore la situation déjà difficile côté offre et de conduire à des tensions lorsque l’économie repartira, une fois l’épidémie passée.
  11. Ibid.

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Commentaire

Hervé

Un autre souci est le cout. Si l'électricité obtenue est trop chère (j'entends le cout total pas en sortie d'éolienne), il sera difficile d'envisager la substitution du petrole dans le secteur des transports ou de la thermique par de l’électricité.
Une transition énergétique réussie nécessite une bonne maitrise des couts complets.

Frank

Merci Maxence pour vos tribunes toujours très claires et basées sur des faits objectifs

Sallès

Pas d'accord sur la question de l'intermittence qui reste l'argument anti-ENR de base mais en fait trop simpliste. La théorie de la montée en charge des ENR qui se heurterait au plafond de verre de l'intermittence ne tient pas car elle oublie:
-le foisonnement est-ouest sur de longues distances, plusieurs milliers de km
-l'autoconsommation solaire qui s'apparente strictement à une économie d'énergie appelée de ses voeux par l'auteur
-l'augmentation et le développement des capacités de stockage via le VE et en stationnaire

Maxence Cordiez

Merci pour votre commentaire.
- Le foisonnement existe mais est très limité. Voir par exemple cette étude : https://www.techniques-ingenieur.fr/base-documentaire/energies-th4/conv…
Le parc éolien européen fonctionne avec un facteur de charge instantané compris entre 5 et 70% selon les conditions de vent. 5% de la puissance garanti, c'est très peu... Pour le solaire, le foisonnement est pour ainsi dire nul (il fait nuit au même moment partout en Europe).
- L'autoconsommation s'apparente autant à une économie d'énergie que la production de n'importe quelle capacité électrogène par rapport au reste du parc. L'électricité photovoltaïque permet de lisser la charge au pic de demande méridien en été mais c'est en hiver que la demande est la plus importante, à 19h quand la production solaire est rigoureusement nulle...
- Le développement du stockage d'électricité à grande échelle reste de l'ordre du pari. Pour le moment le seul moyen de stockage significatif que nous ayons sont les stations de pompage-turbinage (STEP). Pour ma part, j'ai d'ailleurs de sérieux doutes quant à un développement de stockage d'électricité à grande échelle pour des raisons économiques : pertes énergétiques lors du stockage et coût des infrastructures de transformation d'énergie (batteries, électrolyseurs...). On constate d'ailleurs dans les pays qui développent massivement les énergies renouvelables intermittentes qu'ils compensent l'intermittence non pas par du stockage mais par des centrales thermiques à flamme (essentiellement à gaz). C'est le cas de l'Allemagne et du Royaume-Uni, par exemple.

Sallès

Bonjour,
Je vous remercie de ces retours. Je crains cependant que vous n'ayez raison sur aucun des 3 points commentés:
1-Une extension géographique est-ouest du PV, avec les interconnexions correspondantes, "décale" le soleil de près de 2 h entre Europe de l'ouest et Europe centrale, ce qui est largement assez pour gérer pointe du matin et pointe du soir. Rien qu'en France, cela fait environ 40minutes. En effet, il est contre-intuitif de se dire que le PV ne doit pas créer de liaisons sud-nord mais plutôt est-ouest, mais la réalité est qu'on a là un puissant facteur de stabilité géopolitique entre Europes occidentale et centrale voire la Russie.
2-Sur l'exemple du parc éolien, là aussi, la puissance disponible est très stable et prévisible à mesure qu'on étend la zone géographique considérée. Avec votre raisonnement, on pourrait disqualifier le nucléaire, son facteur de charge touchant 0 lors des périodes de maintenance. Enfin, pour rappel, le facteur de charge n'est pas un paramètre pertinent s'agissant des ENR puisque, en prenant l'exemple du PV, une centrale fournira toujours au maximum de ce qu'elle peut, sa production dépendant uniquement des conditions extérieures.
3-Non, car l'autoconsommation n'est pas "vue" par le réseau: un autoproducteur/autoconsommateur est donc un consommateur donc la courbe de charge a été réduite, parfois à plus de 80%. C'est ce qui fait du PV en autoconsommation une source de production et de fourniture d'énergie fondamentalement différente de toutes les autres, y compris du PV au sol. Je vous renvoie vers https://systemessolaires.fr/decouvrez-la-pyramide-alimentaire-de-lenerg… pour plus d'informations sur la hiérarchie des sources d'énergie dans le futur mix.
4-Le développement des ENR se fait d'abord via les moyens de production puis ensuite via les moyens de stockage. Il est donc normal d'avoir la chronologie que vous décrivez en Allemagne par exemple. Par contre, il faut être extrêmement confiné pour ne pas anticiper l’incroyable montée en charge du véhicule électrique. 10% de VE en France, c'est environ 150GWh de stockage...mais comme on a choisi en France d'interdire le V2G effectivement, on a beau jeu de dire que le stockage n'est pas prêt, donc qu'il faut freiner les ENR donc que le nucléaire est notre seule alternative. CQFD.

CDLT

Lecoeur

Avec votre raisonnement l'on pourrait aussi disqualifier l'éolien en remarquant qu'en maintenance le facteur de charge de l'éolien est aussi de zéro.

Boris Solier

Bonjour
Merci pour cette analyse très claire des causes du recul du charbon en Europe, qui a finalement reçu peu d'attention de la part des médias traditionnels. Effectivement tant que l'on reste sur de la substitution de production, les effets sont temporaires dans la mesure où les coûts relatifs peuvent à nouveau s'inverser et la production renouvelable diminuer ou la demande d'électricité augmenter. Cela dit, comme expliqué dans l'article, si le gaz redevient plus coûteux que le charbon, la montée des renouvelables n'impactera que marginalement le charbon et davantage le gaz, mais cela réduira malgré tout le recours aux fossiles en Europe, même si l'effet sur les émissions sera plus faible. Par ailleurs une partie de la hausse des renouvelables est due à l'augmentation des capacités dans certains pays, et par conséquent le phénomène sera sans doute plus durable qu'un switch charbon/gaz classique soumis aux fluctuations de marché. Enfin, de nombreux pays ont annoncé un plan de sortie du charbon dans la production électrique, dont la France en 2022, l'Italie, l'Irlande et le Royaume-Uni en 2025... .
Concernant le prix du CO2, les politiques ont évolué et il faudrait mentionner la réserve de stabilité de marché qui opère depuis début 2019 et devrait limiter la baisse du prix induite par la crise sanitaire

Maxence Cordiez

Bonjour Boris,

Merci pour ton commentaire avec lequel je suis d'accord. Tout recul de la consommation de combustibles fossiles est en effet bon à prendre, même si pour le climat il serait préférable de sortir du charbon en priorité.

Pour ce qui est de la hausse des capacités bas-carbone (renouvelables en ce moment mais il faudrait qu'il y ait aussi du nucléaire à l'avenir pour assurer une production de base pilotable), à consommation électrique constante elle réduit effectivement le recours aux capacités thermiques à flamme dont les coûts variables sont supérieurs.
Pour la France et le Royaume-Uni, la sortie du charbon (quasiment achevée) a été plus facile qu'en Allemagne ou en Pologne car nos gisements résiduels n'étaient plus rentables. Au Royaume-Uni par exemple, les mines ont fermé pour cette raison sous Thatcher et les centrales tournaient avec du charbon importé. Donc la sortie du charbon n'a pas la même implication pour les territoires que la fermeture des mines a pu avoir il y a quelques dizaines d'années (ou actuellement en Allemagne ou Pologne). Après, pour atteindre la neutralité carbone il faudra aussi sortir du gaz et ça ce sera plus difficile (et je ne parle pas des autres secteurs que le secteur électrique...).

Pour ce qui est de la réserve de stabilité, j'aurais pu la mentionner mais j'ai du mal à imaginer comment elle va réagir dans cette situation. En outre, la compétitivité relative du charbon et du gaz dépend aussi du prix du combustible. Or les marchés gaziers et pétroliers risquent d'être « folkloriques » (surtout à cause du pétrole) dans les prochaines années. Donc je pense que le risque d'un retour au charbon est réel.

Cordialement,
Maxence

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