Après cinq semaines de confinement pour stopper la propagation du coronavirus Sars-Cov-2, ses effets sur les marchés et le coût de l’électricité se comptent en milliards d’euros. Tandis que ses effets sur la production et la consommation – nécessairement égales – se traduisent par une décarbonation massive en Europe, légère en France et dans les pays déjà décarbonés. En témoignent les données fournies par Réseau Transport et distribution d’Electricité (RTE) et une première analyse de France stratégie.

Soyons positif et commençons par la bonne nouvelle. Avec la chute des consommation, les énergies renouvelables intermittentes (éolien et solaire) prioritaires sur les réseaux, et les autres productions décarbonée – hydraulique, biomasse et nucléaire – assurent une part beaucoup plus importante de la consommation qui a diminué de 15 à 20% en moyenne en raison de l’arrêt de nombreuses industries, de commerces et de transports. Même au plus fort de la crise économique de 2008/2009 la baisse ne dépassait pas 5% par rapport à l’attendu. Du coup, la production d’électricité est beaucoup moins émettrice de CO 2 à l’échelle européenne. France Stratégie souligne que «selon le cabinet international Sia Partners, le confinement réduit chaque jour les rejets de CO 2 de 58 % en Europe. S’il devait se prolonger sur 45 jours, la baisse serait de 5 % en bilan annuel. »

Mais cet aspect – comme la diminution des pollutions urbaines avec celle des circulations de voitures et camions – n’est bien sûr pas structurel, il disparaîtra dès la fin du confinement.

Pour un système électrique déjà très décarboné comme la France, le résultat est assez radical. Avec des émissions qui chutent vers les 15 grammes de CO 2 par kWh produit en moyenne. En cette période de l’année, la décarbonation de l’électricité (France métropole) devrait tourner autour de 90% de la production. Là, elle est presque toujours aux alentours des 95% montre ce graphique pour les 22 premiers jours d’avril avec des pointes temporaires à 98% sur certaines heures :

Une forte résilience

Cette période a également montré la très forte résilience du système de production français, dans sa capacité à suivre cette chute, mais aussi à s’adapter à une part plus importante des énergies renouvelables intermittente – part due au quasi arrêt des productions de charbon et de gaz (graphique ci-contre).

Or, l’intermittence des éoliennes et des panneaux solaires, elle, n’a pas diminué. Comme le montre ce graphique, la production éolienne mesurée au pas de temps de 15 minutes a varié fortement, passant de moins de 1000 à plus de 10.000 MW en puissance moyenne, une plage de variations habituelle pour cette période de l’année.

Ces variations n’ont bien sûr aucune corrélation avec celles de la consommation puisque ces dernières sont imposées par la météo et l’alternance du jour et de la nuit (plus celle des nuages) pour la production photovoltaïque. Voici les variations de cette consommation sur une échelle temporelle identique à celle de la production éolienne, ce qui permet de visualiser la totale décorrélation entre les deux :

Comment, alors, suivre tout à la fois les variations de la consommation, celles de la demande extérieure et des productions éoliennes et solaires qui ont priorité absolue sur le réseau ? La réponse tient en deux flexibilités : celles de l’hydraulique et celle des réacteurs nucléaires, capables de faire varier leur puissance de 10% à 100% de leur puissance nominale en quelques heures à la commande.

Plans prévus

La production nucléaire devait tout d’abord s’adapter aux risques sanitaires et au confinement. L’application par EDF des plans prévus depuis plusieurs années en cas d’épidémie a permis de conserver une capacité de production intacte avec des personnels réduits aux fonctions essentielles de pilotages des installations. Donc, pas de souci en ce qui concerne la quantité d’électricité disponible pour alimenter le pays. Mais il fallait plus : s’adapter aux évolutions de la consommation et à l’effet plus important des variations des productions éoliennes et solaires. La souplesse du nucléaire est visible sur ce graphique, où l’on voit qu’elle encaisse et compense les principaux sauts de la production éolienne durant les 22 premiers jours d’avril (avec les baisses de production vers les 5 et 6, puis les 13 et 14 lors des périodes de vents forts), ainsi que des suivis de plus petites amplitudes contribuant à ajuster production et consommation intérieure et exportations.

Menace pour l’hiver prochain

Cette souplesse à toutefois un prix qu’il faudra payer demain : en bousculant les prévisions d’utilisation de l’uranium par les réacteurs, on détruit les planifications des arrêts pour rechargement. Or, cette planification joue un rôle décisif dans le maintien d’une forte capacité de production durant les périodes de froids, en hiver, pour parer aux consommations dues au chauffage des bâtiments. En faisant exploser cette planification, on obère la capacité du système à suivre la grande variation annuelle entre périodes chaudes et froides. Or, le système électrique français n’est pas en surcapacité et fonctionne souvent à ses limites lorsqu’il fait froid l’hiver – et les anti-cyclones font coïncider ces périodes avec des productions éoliennes dérisoires. On entre donc là dans une zone dangereuse qui menace l’équilibre entre production et consommation pour l’hiver prochain, voire plus si la situation se prolonge.

Quant à l’hydraulique, elle montre comme souvent sa précieuse flexibilité pour s’adapter aux variations rapides, une flexibilité technique, certes, mais favorisée par la gestion centralisée des barrages d’EDF au service de l’intérêt général (qui ne se réduit pas à la production d’électricité) menacée par les projets de privatisation.

La crise sanitaire, le confinement et la chute de la consommation industrielle ont chamboulé les marchés de l’électricité, tant au plan national qu’au plan européen. Le prix de la tonne de CO 2 émise a baissé de 25 Euros la tonne à 15 pour remonter à 20 du 13 mars au 17 avril. Surtout, les prix des marchés de gros sont devenus fous. Avec une chute générale, logique puisque la capacité de production excède une demande en diminution. Mais aussi des périodes de prix négatifs dépassant les -80€ le MWh, notamment en Allemagne. Des prix négatifs dont l’explication technique est le coût d’un arrêt puis du redémarrage d’une installation, notamment une centrale à charbon et à gaz. Ainsi, le mardi 21 avril, vers 12h heure solaire (14h), la production solaire allemande bouscule le marché et génère une situation chaotique :

Cette chute des prix a proposé un formidable exemple de l’inanité du système de concurrence mis en place depuis une quinzaine d’année en France. Des producteurs alternatifs – qui n’ont de producteurs que le nom et revendent aux entreprises et particuliers l’électricité d’origine nucléaire que la loi ARENH (Accès régulé à l’électricité nucléaire historique) oblige EDF à vendre à ses concurrents jusqu’au quart de sa production à un prix fixé par la Commission de régulation de l’énergie (CRE) – ont en effet demandé… à voir les contrats qu’ils avaient signés changer de prix. Heureusement, la CRE, puis le Conseil d’Etat ont refusé cette arnaque monumentale, tout en acceptant qu’ils ne payent pas les sommes dues pour non-soutirage de l’électricité commandée pour cas de force majeure.

Sylvestre Huet

Le cas allemand

La surproduction électrique structurelle en Allemagne découle de son investissement massif dans l’éolien et le solaire, alors que le pays a conservé l’essentiel de ses capacités en charbon (plus lignite) et gaz pour faire face aux périodes sans vents (surtout qu’il va perdre en 2022 les derniers 8 000 MW de nucléaire dont il dispose encore). Ce graphique montre la production allemande la semaine du 16 au 22 mars et illustre la situation avec des périodes peu ventées, qui se traduisent par des importations puis en fin de semaine un fort coup de vent qui fait s’écrouler les productions fossiles et, couplé au maximum solaire journalier, génère des exportations à prix cassés (prix spot à -55€/MWh le 22 mars à 13h).