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L'Usine de l'Energie

Gaz : dans l'énergie aussi, on ferme des usines

Ludovic Dupin , , , ,

Publié le

en couverture Sur les 125 000 MW de centrales à gaz en Europe, un cinquième des capacités risque de fermer. En cause : la baisse de la demande d’électricité, l’arrivée massive des énergies renouvelables et la compétitivité accrue du charbon.

Gaz : dans l'énergie aussi, on ferme des usines

L’énergie n’est plus épargnée par la crise ! Après les activités manufacturières comme l’automobile, la sidérurgie et le raffinage, c’est au tour de la génération d’électricité. Des centrales à gaz sont mises sous cocon, non par choix de politique énergétique comme dans le cas du nucléaire allemand, mais pour des motifs économiques. Le britannique Centrica a ainsi annoncé la fermeture de la centrale de King’s Lynn, en Angleterre, d’une capacité de 340 mégawatts (MW). Son compatriote International Power (groupe GDF Suez) va mettre à l’arrêt celle de Shotton (210 MW), au Pays de Galles. Le norvégien Statkraft a prévu de placer sous cocon son unité d’Emden (430 MW), en Allemagne. Quant à la centrale de Pont-sur-Sambre (Nord), elle a été placée en procédure de sauvegarde, à peine deux ans après son inauguration par Poweo…

Quel potentiel pour le gaz de houille?

une ressource accessible sans fracturation hydraulique.

Arnaud Montebourg, le ministre du redressement productif, a lancé une nouvelle polémique énergétique en France. Ces dernières semaines il a vanté, à plusieurs reprises, les mérites du gaz de houille en lorraine. un gaz qui peut être exploité, selon lui, de manière propre. Ce gaz, le grisou, est du méthane piégé dans les veines de charbon. un projet d’exploitation, porté par la société australienne European Gas Limited (EGL), prédit un potentiel équivalent à neuf années de consommation française. Ces déclarations ont soulevé l’ire des associations écologiques et de Delphine Batho la ministre de l’Écologie, du Développement durable et de l’Énergie. Du côté des pétroliers, on reste prudent. mais ils confirment à l’unanimité que l’exploitation du grisou ne requiert aucune fracturation hydraulique. en revanche, ils alertent l’opinion sur la quantité d’eau produite par les puits. une eau qui doit ensuite être traitée. Jean-Louis Schilansky, le président de l’union française des industries pétrolière (UFIP), tempère, toutefois, le potentiel du gaz de houille français : «il est trop tôt pour l’estimer, mais il faut le regarder.»

« Une décennie perdue »

La liste est loin d’être exhaustive. « Il y a 125 000 MW de centrales à gaz en Europe, précise Fabien Roques, le directeur de l’IHS Cera, un cabinet d’analyses spécialisé dans l’industrie et l’énergie. Parmi celles-ci, 110 000 MW ne couvrent pas leurs coûts d’investissements. Nous estimons le déclassement probable de 25 000 MW dans les années à venir. » Ces chiffres donnent le vertige et sont corroborés par les déclarations des industriels. L’allemand E.on a annoncé la fermeture de 11 000 MW de capacités non nucléaires, principalement des centrales à gaz, en Allemagne et en Belgique. GDF Suez va stopper 2 100 MW en Hongrie et au Pays-Bas et 3 300 MW supplémentaires sont placés sous surveillance. « Tous les électriciens qui possèdent des centrales thermiques en Europe sont concernés », souligne Gérard Mestrallet, le PDG de GDF Suez [lire aussi page 32].

Les observateurs de l’énergie parlent d’une « décennie perdue » pour les centrales à gaz en Europe. La raison première : ces unités tournent au ralenti. Certains sites d’E.on en Allemagne n’ont fonctionné que quelques centaines d’heures en 2012 (une année compte 8 760 heures). En France, EDF n’a, pour l’instant, évoqué la fermeture d’aucune centrale à gaz, mais son unité de Martigues (Bouches-du-Rhône), inaugurée en novembre 2012, est déjà sous-employée. Plus généralement, ces centrales, qui devraient produire 5 000 à 6 000 heures par an, ne sont actives en moyenne que 2 000 heures. L’impact sur leur rentabilité est immédiat. Mais ce n’est pas tout ! Les prix de l’électricité sur le marché de gros ont été divisés par deux depuis la crise de 2008 [lire page 31]. Ces unités enregistrent alors une marge brute de - 6 euros par mégawatt-heure (MWh) en France et de - 12 euros en Allemagne, selon une étude de Bloomberg.

L’électricité, un marché hyper-volatil

Depuis la crise de 2008, les prix de gros de l’électricité ont chuté en Europe sous l’effet de la baisse de la consommation. en cinq ans, les prix sont passés de 70- 80 euros par MWH à 45 euros. mais ces moyennes ne décrivent pas la volatilité du marché. ainsi, lors de la vague de froid de début 2012, la bourse Epex Spot a enregistré, le 8 février, un cours maximum de 1938 euros et un prix moyen sur la journée de 368 euros. l’excès peut aussi survenir dans l’autre sens. le 24 décembre de la même année, l’Allemagne bénéficiait de températures clémentes et d’un vent soutenu. les 40000mW d’éoliennes installées outre-rhin ont fourni un surplus d’électricité. Ces électrons ont été exportés vers les pays voisins, dont la France, a des prix négatifs, jusqu’à -400 euros par MWH. l’atténuation de ces fluctuations, notamment liées aux énergies renouvelables, passera par le développement d’unités massives de stockage de l’électricité.

De multiples facteurs expliquent cette sous-utilisation. La première est la surcapacité en Europe. Depuis 2008, la demande d’électricité baisse. En 2012, elle a encore reculé de 3,7%. Dans le même temps, des quantités massives d’énergies renouvelables, principalement photovoltaïque et éolienne, arrivent sur le marché. Elles répondent à l’objectif de Bruxelles : atteindre 20% d’électricité d’origine renouvelable en 2020.

« Quand le soleil brille en Allemagne, le photovoltaïque produit l’équivalent de 20 centrales nucléaires », se réjouit Peter Altmaier, le ministre allemand de l’Environnement. Rien qu’en France, la production éolienne a progressé de 23,1% et la celle d’origine photovoltaïque s’est envolée de 66,7%. Tous ces électrons sont prioritaires sur le réseau. « Le marché électrique européen n’a de marché que le nom, déplore Fabien Roques, de l’IHS Cera. Les subventions aux énergies renouvelables créent de très fortes distorsions. »

Un second facteur aggravant pour le gaz se manifeste depuis environ un an sur le Vieux Continent. L’essor de la production de gaz de schiste aux États-Unis a provoqué l’effondrement du cours du gaz. « Il s’est substitué au charbon dans la production d’électricité aux États-Unis, explique Colette Lewiner, la directrice du secteur de l’énergie chez Capgemini. Désormais, ce charbon reflue vers l’Europe. » Où le cours de la tonne de charbon est passé d’environ 130 dollars à la mi-2011 à moins de 90 dollars (67 euros) aujourd’hui. Les électriciens européens font tourner à plein régime leurs centrales à charbon, souvent anciennes et polluantes. Et des d’installation sont en cours de construction. Rien qu’en Allemagne, pas moins de 26 unités sont programmées. « Nous nous retrouvons dans la situation absurde de fermer des centrales à gaz, moins polluantes, et de remettre en service des centrales à charbon », constate amèrement Colette Lewiner. Résultat : les émissions de CO2 du secteur électrique européen ont grimpé de 3% en 2012. 

 

Préserver les centrales

« La compétitivité du gaz en Europe est loin du compte, prédit Olivier Appaert, le président de l’Institut français du pétrole Énergies nouvelles (IFP EN). Le charbon restera compétitif durablement. » Les crédits carbone étaient censés prémunir l’Europe contre l’utilisation de sources d’énergie carbonées. Mais leurs cours sont si bas (moins de 5 euros la tonne) qu’ils sont très loin de compenser la compétitivité du charbon. « Il faudrait un prix de 40 à 45 euros par tonne pour rejoindre le prix de la production électrique issue du charbon et du gaz », calcule Fabien Roques. Soit un cours bien supérieur au maximum observé par le passé.

« La situation des centrales à gaz est dramatique, prévient Johannes Teyssen, le directeur général d’E.on. Les politiques doivent se rendre compte du risque qui apparaît sur l’approvisionnement. » La fermeture des centrales à gaz est antinomique avec le développement massif des énergies renouvelables. Afin de compenser les fluctuations de la production d’électricité, selon les conditions d’ensoleillement et la force du vent, les réseaux électriques ont besoin de centrales flexibles et rapides. « Les centrales à charbon ne présentent pas la même flexibilité que celles à gaz », rappelle Nicolas Goldberg, consultant en énergie chez Colombus Consulting. S’exprimant lors du colloque annuel du Syndicat des énergies renouvelables, en février 2012, Henri Proglio, le PDG d’EDF, n’a pas hésité à tirer le signal d’alarme : « Le défi de l’intermittence des énergies renouvelables n’est pas suffisamment pris en compte. »

Dans les pays les plus concernés par la fermeture de centrales à gaz, des mécanismes de préservation commencent à apparaître. Le 18 décembre, Delphine Batho, la ministre de l’Écologie, du Développement durable et de l’Énergie, a signé le décret autorisant la mise en place du Marché de capacité (c’est son nom officiel). Il doit entrer en vigueur à l’hiver 2015-2016. Il s’agira de rémunérer les centrales de pointe, en particulier celles à gaz, même quand elles ne tournent pas. Des mécanismes similaires apparaissent en Allemagne, en Belgique, en Espagne… Ils permettent de sauvegarder des unités stratégiques pour l’équilibre du réseau électrique. Ce sera le cas pour la future centrale à cycle combiné gaz prévue en Bretagne, une région en sous-capacité de production, ou de la Bavière, où plusieurs réacteurs nucléaires ont été arrêtés. Ces primes d’astreinte ne suffisent pas encore à bloquer l’ensemble des fermetures. Surtout, ces mesures marquent un retour en arrière du marché européen de l’énergie. Drôle de paradoxe ! Depuis dix ans, Bruxelles pousse à la libéralisation et au développement des énergies renouvelables. Mais ces dernières sont responsables de la distorsion des marchés, au point que les États membres de l’Union se retrouvent maintenant obligés de subventionner une énergie fossile. Un phénomène que déplore Colette Lewiner, de Capgemini : « L’Europe doit adopter une vision à long terme pour sa politique énergétique. »

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