L’impact de la crise financière sur la sécurité d’approvisionnement énergétique de l’Europe

Photo Colette Lewiner / Vice-Présidente, Responsable monde de l'activité Energie, Utilities et Chimie, Capgemini / July 29th, 2010

Consommation de pétrole, de gaz et d'électricité en hausse, ressources mondiales limitées: les tendances d'avant la crise en termes de sécurité d'approvisionnement en énergie étaient inquiétantes. Les investissements dans les infrastructures, nécessaires pour faire face à la demande et pour remplacer les infrastructures vieillissantes, étaient insuffisants et n'arrivaient pas assez vite. Des situations tendues entre offre et demande s'en suivirent, avec des coupures de courants et même des blackouts dans certains pays européens. En outre, la majorité des centrales électriques nouvellement construites ou en projet utilisaient des énergies fossiles, gaz notamment, augmentant la dépendance envers la Russie et générant des émissions de CO2. La crise économique et financière des dix-huit derniers mois a modifié l'équilibre entre offre et demande en Europe. Cette dernière a chuté, apaisant la situation à court terme, mais les investissements en infrastructures ont également diminué, ce qui s'avère inquiétant pour le long terme.

Equilibre entre offre et demande
En 2009, la consommation européenne de gaz et d’électricité de l’industrie a baissé de 10 % par mois par rapport aux mêmes périodes de 2008. Le secteur tertiaire, où la consommation d’énergie est principalement liée au chauffage des bâtiments, et le secteur résidentiel où elle relève des besoins fondamentaux, ont été cependant plus résilients. Dans les principaux pays européens, la baisse agrégée de la consommation d’électricité a été de 4,5 % en 2009 par rapport à 2008, celle de gaz de 7,5 %. Début 2010, beaucoup de secteurs industriels étaient en phase de reprise et la consommation a légèrement augmenté par rapport à la même période en 2009. Il est cependant difficile de prévoir quand les niveaux de 2008 seront à nouveau atteints, car la reprise économique semble limitée.

Une chute des investissements dans les infrastructures
La crise du crédit, ajoutée à une demande et à des retours sur investissement plus faibles, a freiné les investissements dans le secteur de l’énergie. En Europe, les Utilities les plus importantes, dont les acquisitions ont grignoté le trésor de guerre, ont repoussé leurs projets d’investissement. En Allemagne, E.ON a revu à la baisse ses investissements pour 2009-2011, passant de 36 milliards d’euros à 30 milliards. En Italie, Enel a l’intention de les amputer de 12 milliards sur la période 2009-2013 (passant de 44 à 32 milliards d’euros) ; en Espagne, Iberdrola a annoncé des investissements de seulement 4,5 milliards d’euros en 2009, au lieu de 13 milliards initialement prévus, et Gas Natural-Union Fenosa réduira les siens entre 11 et 13 milliards d’euros au lieu des 21 milliards annoncés.

Heureusement, beaucoup de plans de relance prévoient des incitations à l’investissement mais ils n’ont commencé à être mis en place que fin 2009, début 2010, et n’auront des effets tangibles sur le niveau d’investissement qu’à partir de mi-2010. Bien que la majorité des centrales en construction ou en projet fonctionnent avec des énergies fossiles (majoritairement au gaz), la part des énergies renouvelables et du nucléaire augmentent peu à peu dans le mix énergétique. Il est intéressant de se focaliser sur ces énergies qui n’émettent pas de CO2.

Les investissements dans les énergies renouvelables ont été affectés significativement par la crise mais devraient repartir
Après une phase de croissance significative, les investissements dans l’éolien et le solaire ont été brutalement freinés par le faible prix du gaz, la baisse des subventions gouvernementales et le manque de financement pour les projets. En 2009, l’investissement annuel mondial dans les énergies propres a chuté de 6% par rapport à 2008. Les mesures de relance « verte » ont eu peu d’effet au niveau mondial en 2009, principalement en raison d’obstacles administratifs. Seulement 16% du montant total dédié aux projets environnementaux dans le monde ont été dépensés, principalement en Chine.

D’après les prévisions, la plupart des fonds seront dépensés cette année et l’année prochaine.

Dans l’Union Européenne, un plan d’investissement de 4 milliards d’euros dans les infrastructures liées à l’énergie a été adopté par les Etats membres en mai 2009. Sur ce montant, 565 millions d’euros sont destinés exclusivement à l’éolien offshore et 910 millions aux réseaux électriques « intelligents » (qui permettent l’intégration des énergies renouvelables dans le réseau électrique). Les appels d’offre pour ces projets ont eu lieu début 2010 et leur implémentation commencera, au plus tôt, au second semestre 2010.

Ainsi, bien que la bulle de l’économie verte se soit dégonflée depuis fin 2008, il y aura probablement une reprise en 2010 grâce aux décisions politiques favorisant le secteur.

L’impact de la crise sur les investissements dans les centrales nucléaires diffère selon les régions
Le nucléaire avec – dans une certaine mesure – l’hydroélectrique est la seule source d’énergie compétitive et programmable pour produire de l’électricité à grande échelle sans émettre de CO2. Si on ajoute à cela des progrès au niveau opérationnel et dans la sécurité des installations, on comprend pourquoi on assiste à une renaissance de l’énergie nucléaire dans nombre de régions. Au niveau mondial, 438 réacteurs sont en fonction, 52 en construction et 487 sont prévus ou en projet.

En Asie la crise a eu peu d’effet et une phase de développement forte s’annonce. La Chine va accélérer ses plans, avec pour objectif sur les prochaines années de démarrer 6 réacteurs par an. L’Inde s’est dotée d’un programme ambitieux et a maintenant accès à la technologie occidentale grâce à des accords signés en 2008.

En Europe, les pays de l’Est ont été frappés plus ou moins durement par la récession et risquent de voir leurs programmes nucléaires retardés en conséquence. La crise économique et financière a aussi touché la Russie, qui va probablement revoir à la baisse ses ambitions dans le nucléaire.

Parmi les pays d’Europe occidentale, le Royaume-Uni est celui qui devrait construire le plus de réacteurs. Il doit remplacer ses vieilles centrales nucléaires, et avec ses réserves gazières de Mer du Nord sur le déclin, investir des formes d’énergie lui permettant de préserver son indépendance énergétique et de diminuer ses émissions de CO2. Le pays a entamé depuis plusieurs années un processus de validation pour la construction de nouveaux réacteurs, qui devrait aboutir au raccordement du premier d’entre eux au réseau autour de 2018. En Allemagne, la coalition CDU/CSU-FDP qui a remporté les élections de septembre 2009 devrait être en faveur de l’extension de la durée de vie des centrales. Il est cependant peu probable qu’elle se lance dans la construction de nouveaux réacteurs dans un futur proche.

Aux Etats-Unis, l’Energy Bill Act de 2005, prévoit des garanties de prêts au niveau fédéral pour trois ou quatre réacteurs et l’administration Obama qui veut augmenter la production nucléaire vient de doubler ces garanties. Les projets sélectionnés pour bénéficier de ces garanties devraient aboutir, mais ce sera plus difficile pour les autres car les Utilities américains sont relativement petites et auront du mal à obtenir des prêts pour des investissements de cette taille.

Un retour durable et réussi du nucléaire contribuerait de manière majeure à la sécurité énergétique et à la lutte contre le réchauffement climatique.

De nouveaux besoins d’investissements dans des réseaux électriques plus intelligents
La volonté politique de diminuer les émissions de gaz à effet de serre génère de nouveaux besoins en investissement dans les réseaux électriques. Aujourd’hui équilibrer l’offre et la demande au niveau des réseaux est un exercice complexe qui nécessite des équipements sophistiqués, un certain degré d’automatisation et de la gestion de données en conséquence. L’augmentation de la part des énergies renouvelables dans les capacités de production présente des défis nouveaux pour les gestionnaires des réseaux car ces énergies produisent de l’électricité de façon intermittente et imprévisible ; donc non programmable. De plus, avec la décentralisation de la production, en particulier dans le photovoltaïque, les clients deviennent aussi des producteurs occasionnels. Au lieu de simplement consommer l’électricité venue du réseau, ils en fournissent aussi à ce dernier.

Les outils actuels de pilotage des réseaux de distribution ne sont pas conçus pour intégrer des flux décentralisés et parfois bidirectionnels. Les réseaux sont en général vieillissants (ils ont environ 50 ans en Europe et davantage aux Etats-Unis) et à cause des résistances locales, il est difficile de construire de nouvelles lignes pour prendre en charge des flux plus importants.

Pour relever ces nouveaux défis, un nouveau concept de réseau a vu le jour. Ces réseaux « intelligents » ont les caractéristiques suivantes :
• Gestion de flux bidirectionnels
• Composants numériques plutôt qu’électromécaniques
• Nouveaux équipements qui prennent en compte des schémas de production complexes et permettent d’améliorer la qualité du courant,
• Flux de données et de communications plus importants
• Nouvelles architectures informatiques qui améliorent la qualité et la gestion des flux de données, ainsi que la sécurité des systèmes informatiques
• Protocoles de communications (encore à standardiser) pour gérer la circulation des informations sur le réseau, chez les clients et à l’intérieur des bâtiments.

La mise en place des réseaux intelligents nécessitera de nouveaux investissements. Aujourd’hui le financement est au rendez-vous pour les études préliminaires et les prototypes mais pas pour leur déploiement à grande échelle. Pour que ce dernier soit financé, les tarifs de transmission et de distribution, et par conséquent les prix de l’électricité, devront être augmentés. Il s’agit de décisions difficiles dans un contexte de reprise économique fragile.

En résumé, la crise financière a eu un impact à la fois sur la demande et les projets d’investissements dans l’énergie, donnant à court terme un répit au niveau de la sécurité d’approvisionnement en gaz et en électricité. La situation pourrait être différente sur le long terme à cause du report des investissements dans les infrastructures et dans les nouvelles technologies. A Capgemini, nous estimons à 1 000 milliards d’euros les investissements nécessaires dans les infrastructures d’électricité et de gaz d’ici 2030.

La sécurité d’approvisionnement en électricité
D’après la 11ème édition de l’Observatoire des marchés européens de l’électricité de Capgemini, la marge réelle – c’est-à-dire la différence en pourcentage entre la capacité de production réelle intégrant les capacités de génération non disponibles ou non utilisables, et la demande de pointe – a augmenté en 2008. Dans les 24 pays de l’Union pour la Coordination de la Transmission d’Electricité (UCTE elle est passé à 9,2% contre 5,3% en 2007). Cette augmentation était liée à des demandes de pointes moins importantes et à l’ajout de nouvelles capacités.

La situation a continué à s’améliorer dans beaucoup de pays en 2009, sauf en France. Chaque année les pics de consommations y sont plus élevés et plus pointus (un degré de moins de température induit un besoin supplémentaire de 2 300 MW en capacité de production) à cause de la part importante de l’électricité dans les systèmes de chauffage et la France manque de capacité de pointe d’électricité. Début janvier 2010 par exemple, une vague de froid exceptionnelle a menacé l’équilibre entre consommation et production. Le pays a connu une demande de pointe record de 93 000 MW et a dû importer des volumes d’électricité significatifs pendant quelques semaines. Et si la crise économique n’avait pas fait baisser la demande, la situation aurait été plus tendue. D’ici 2025, les investissements supplémentaires pour les capacités de pointe sont estimés à 30 GW.

Il s’agit là d’investissements dans de nouvelles unités qui ne seront en service que 500 heures par an et émettront du CO2 car elles fonctionneront au gaz. Ceci pourrait être évité en mettant en place des incitations permettant de réduire la demande aux heures de pointe, et en développant un marché pour échanger ce que l’on appelle les « négawatts » (l’électricité non consommé).

A plus long terme, les prévisions sur la demande devront inclure l’impact des nouvelles technologies. Ainsi le troisième paquet législatif de l’Union Européenne (adoptée en avril 2009) préconise que 80 % de la population soit équipée de compteurs intelligents d’ici 2020. La législation devrait pousser davantage de pays européens à rendre cet investissement obligatoire, comme c’est le cas en Suède. Ces compteurs intelligents devraient permettre, associés à des programmes de gestion de la demande, des économies substantielles de consommation, une optimisation de la demande aux heures de pointe et une réduction des émissions de CO2. Une étude Capgemini a montré que les programmes volontaristes lancés dans l’Europe des 15 pourraient permettre d’économiser 200 TWh par an d’ici 2020 – l’équivalent de la consommation domestique de l’Allemagne et de l’Espagne réunies.

Par ailleurs, certains programmes d’efficacité énergétiques et de réduction des émissions de CO2 peuvent augmenter la demande en électricité en généralisant par exemple l’usage des pompes à chaleur, des transports en commun et des voitures électriques. Il est difficile de savoir si cette nouvelle demande sera compensée par une meilleure maitrise de la consommation d’électricité ou si la consommation totale d’électricité augmentera.

La sécurité d’approvisionnement en gaz
Pendant la crise, la consommation de gaz, frappée à la fois par la baisse directe de consommation et la baisse liée à une utilisation plus restreinte des centrales à gaz, a plus diminué que la consommation électrique. Ce fut positif pour la sécurité en approvisionnements en gaz de l’Europe, comme l’ont montré les niveaux élevés dans les réservoirs de gaz européens en mars 2010, et ce malgré un hiver rigoureux.

Ceci étant dit, sur le long terme, et bien qu’en 2009 les exportations de Gazprom vers les pays autres que ceux de la CEI aient beaucoup diminué, la dépendance forte de l’Union Européenne envers le gaz russe est une menace sur la sécurité d’approvisionnement car le gaz russe devrait représenter 50% des approvisionnements de l’Europe en 2030. Il y a trois voies possibles pour diminuer cette dépendance:

Généraliser l’utilisation du Gaz Naturel Liquéfié (GNL)
Le GNL permet d’accéder à 80 % des réserves mondiales avérées de gaz et donc de diversifier davantage les approvisionnements. Après quelques années tendues sur l’approvisionnement, la situation a changé en 2009. Du côté de l’offre, des usines de liquéfaction ont été mises en services au Quatar et au Yémen, et d’autres devraient démarrer en 2010. On prévoit maintenant une production excédentaire pour 2010. Côté demande, l’Asie a vu ses besoins diminuer grâce au redémarrage progressif de la centrale nucléaire japonaise de Kashiwazaki-Kariwa; aux Etats-Unis, la croissance forte du gaz non conventionnel domestique, ajouté à la récession, a fait baisser la demande. A long terme cependant, la « bulle » du GNL devrait être absorbée et la situation pourrait se tendre à nouveau.

Augmenter les capacités de stockage
Les stockages de gaz de l’Union Européenne vont augmenter de manière significative durant les prochaines années, alors que l’Union sera de plus en plus dépendante des importations. L’Union Européenne préconise pour chaque pays une capacité de stockage égale à 16 % de sa consommation annuelle, ou 60 jours. Grâce aux investissements de l’année dernière, cette capacité a augmenté de 5 % en Europe en 2008, et représente maintenant 17 % de la consommation annuelle répartie de façon très inégale selon les pays.

De nouveaux projets de gazoducs
Les nouveaux projets de pipeline en Asie Centrale (principalement à travers l’Azerbaïdjan, le Turkménistan et le Kazakhstan) ne passant pas par la Russie et donc n’utilisant pas les gazoducs de Gazprom avancent. Le projet Nabucco, prévu pour fonctionner en 2014, est le projet phare de l’Union Européenne. Il devrait être en mesure de délivrer l’équivalent de 6 % de la consommation annuelle européenne. Son approvisionnement en gaz n’est cependant pas assuré.

Des mesures à prendre aujourd’hui pour éviter une crise des approvisionnements
Après la crise, une reprise lente et le besoin de réduire les émissions de CO2 et la consommation d’énergie changeront les modes de consommation des particuliers et des entreprises, conduisant à des hausses de la demande plus mesurées. Les investissements en infrastructures et en système de gestion de la demande doivent cependant être maintenus ainsi que les investissements visant à optimiser le mix énergétique. Pour cela, les gouvernements doivent dès aujourd’hui mettre en place le cadre législatif et les incitations financières appropriés. Dans le cas contraire, à cause des longs délais que nécessitent la construction d’infrastructures et de capacités de production de gaz et d’électricité, les problèmes de sécurité d’approvisionnement qui existaient avant la crise ressurgiront.

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  • L’impact de la crise financière sur la sécurité d’approvisionnement énergétique de l’Europeon July 29th, 2010