Transition énergétique : l’Angleterre aussi !

La transition énergétique est un sujet éminemment d’actualité, ici, en France, avec le PLTE en cours. Mais c’est une démarche qu’ont aussi entrepris plusieurs autres pays de l’UE. Si c’est surtout l’Allemagne qui est constamment citée en exemple – bon pour les uns, risqué pour les autres – ce n’est cependant pas le seul Etat à avoir entamé les grandes manœuvres en la matière. Ainsi, le Royaume-Uni a aussi une approche intéressante à analyser car c’est un pays qui a résolument décidé de conjuguer ambition écologique et pragmatisme économique…

Le Royaume-Uni est confronté sur le plan du secteur électrique à deux enjeux majeurs : un prix de gros très élevé par rapport aux autres Etats européens avec 65 € contre 43 € pour la France et 34 € pour l’Allemagne, et un niveau très élevé d’émissions de CO2, le deuxième en volume de l’UE 28, avec 530 Mt soit 40 % de plus que celui de la France, avec en cause un parc de production électrique thermique très important (67 % de la production totale). Mais ceci n’empêche pas le Royaume-Uni, face à ces contraintes majeures, d’aborder de façon très volontariste et rationnelle la traduction du nouveau Paquet énergie-climat 2030 dans sa stratégie énergétique à travers son EMR (Electricity Market reform).

Priorité à la sécurité d’approvisionnement…

Le pays doit tout d’abord faire face à un enjeu de court sur la sécurité d’approvisionnement. En effet, National Grid a été amené à constater à la fois la baisse de la marge entre le pic de demande par grand froid et la capacité de production disponible, mais également un potentiel d’incertitude majeur sur la réalité du parc disponible à l’horizon de 2018/2019.
Pour parer à ce double risque le DECC et National Grid ont mis en place un double dispositif : concernant la réduction immédiate de la marge pour l’hiver 2014/2015, un double dispositif contractuel a été mis en place destiné à faire face à l’extrême pointe d’hiver : le DBSR (Demand-Side Balancing Reserve) et le SBR (Supplemental Balancing Reserve), pour faire passer la marge de capacité de 4,1 à 6,1 % au 1er novembre 2014. Concernant la sécurisation globale de l’appareil de production, le marché britannique sera le premier à bénéficier d’un marché de capacité sécurisé par la mise aux enchères d’un volume opérationnel de 48,6 GW pour l’hiver 2018/2019 (sur une puissance pré-qualifiée de 67 GW)

…et à la sécurisation des enjeux de production à long terme

Sur ce plan l’approche britannique est double: technologique tout d’abord, qui n’est pas sans rappeler la réussite du modèle suédois de décarbonation de l’électricité, avec le même tryptique : Nucléaire (en cible 18 GW) / Biomasse et bioénergie / EnR électriques ciblées sur un potentiel d’éolien offshore très élevé. L’ensemble est complété par une politique active d’efficacité énergétique (Le Green Deal et la Green Investment Bank) et par de gros investissements dans les domaines du CCS et du stockage. Une approche financière ensuite, le Gouvernement anglais ayant pris conscience qu’une démarche purement « marché » ne serait pas suffisante pour sécuriser des investissements extrêmement lourds et engageant les opérateurs sur des périodes très longues (60 ans pour les centrales nucléaires).
Ceci s’est traduit par la mise en place, pour l’ensemble des technologies, sans aucune discrimination, d’un support systématique à base de FIT (Feed-in -Tariffs) et de CFD (Contract for Difference), mais également de garanties financières apportées par l’Etat. C’est d’ailleurs le volet nucléaire de ce support qui vient d’être validé, début octobre, par la Commission Européenne, après une enquête de près d’un an. Au final, une convergence de vue entre le Royaume Uni et la Commission européenne qui privilégie exigence environnementale et pragmatisme économique.