Le prix de l’électricité augmente… et ça ne devrait pas s’arrêter !

L’augmentation du prix des quotas d’émission de CO₂ et du gaz tire le prix de l’électricité vers le haut. Cette tendance ne devrait pas s’inverser dans les prochaines années. Il s’agit d’une nouvelle donne que les États et entreprises vont devoir intégrer…

Le prix spot (prix de gros au comptant pour livraison immédiate) de l’électricité a fortement augmenté ces derniers mois jusqu’à franchir à plusieurs reprises la barre de 100 €/MWh. Il oscille actuellement entre 60 €/MWh et 100 €/MWh, contre 20-50 €/MWh ces dernières années à la même époque⁽¹⁾.

Quelles raisons peuvent expliquer cette soudaine et forte augmentation du prix de l’électricité ? Est-elle pérenne ? Et quelles peuvent en être les conséquences ?

Petit rappel sur l’ordre d’appel des capacités électriques sur le réseau

Avant de parler des raisons expliquant la hausse du prix de l’électricité, rappelons que les capacités électriques sont appelées sur le réseau par ordre de coûts variables croissants jusqu’à satisfaire la demande. Les coûts variables sont ceux qui dépendent de la production, c’est-à-dire surtout le prix du combustible et d’achat de droits à émettre du CO₂.

En l’absence de prix du CO₂, les capacités sont ainsi appelées dans l’ordre suivant : renouvelables (hors hydraulique de lac qui ne peut pas tourner à pleine puissance 100% du temps, car il faut gérer la ressource en eau), lignite (charbon de mauvaise qualité mais très peu cher), nucléaire, houille (charbon noir), gaz puis fioul⁽²⁾.

Dès que le prix du CO₂ atteint quelques euros par tonne, le nucléaire devient plus compétitif que le lignite, mais il faut dépasser 20-30 €/tCO₂ pour que les centrales à gaz les plus efficaces commencent à devenir plus compétitives que les centrales à charbon les moins efficaces (dont le combustible coûte moins cher que le gaz, mais qui émettent environ deux fois plus de CO₂ par kWh).

La hausse du prix du CO₂ en première ligne

La principale raison expliquant la hausse du prix de l’électricité tient à celle des quotas d’émission de CO₂. En effet, en Europe les exploitants de centrales électriques – de même que les industriels et compagnies aériennes – doivent acheter autant de droits d’émission de CO₂ que ce qu’ils émettent dans l’atmosphère. Ces quotas peuvent être soit achetés aux enchères lorsqu’ils sont émis, soit reçus gratuitement (de moins en moins), soit achetés sur un marché européen secondaire auprès d’autres détenteurs de quotas. Les quotas sont donc échangeables et, point important, ils ne sont pas périssables : tant qu’un quota n’a pas été utilisé, il reste valable.

Jusqu’en 2018, le marché du CO₂ européen était dysfonctionnel : noyé sous un nombre trop important de quotas après la crise de 2008, le prix de la tonne de CO₂ s’est établi à moins de 10 € entre 2012 et 2018, ce qui est très insuffisant pour inciter les producteurs d’électricité à faire évoluer leur parc de production. En 2018-2019, l’Union européenne a corrigé ce défaut en dotant son marché du carbone d’une « réserve de stabilité ». Concrètement, les quotas non demandés lors de la mise aux enchères sont mis de côté et peuvent être annulés au bout d’un certain temps. Ce mécanisme a permis de revaloriser à la hausse la tonne de CO₂, qui s’est établie à 25-30 € en 2019-2020.

À ce niveau de prix, certaines centrales à gaz sont devenues plus compétitives que certaines centrales à charbon. Avec l’augmentation des capacités éoliennes et solaires photovoltaïques, cela explique le déclin du charbon en Europe en 2019 et 2020.

Renforcement des objectifs climatiques de l’UE et prix du CO₂

L'Union européenne a récemment décidé de renforcer ses objectifs climatiques afin d’atteindre la neutralité carbone en 2050 et de réduire ses émissions de CO₂ de 55% en 2030 par rapport à 1990, (cet objectif remplaçant l’ancien – moins ambitieux – d’une réduction de 40% des émissions à cette échéance).

Pour atteindre ses nouveaux objectifs, l’Union européenne va devoir renforcer le déclin du nombre de quotas d’émission de CO₂ mis sur le marché tous les ans. Or… le marché du CO₂ est un marché ! Les quotas étant non périssables, un phénomène d’anticipation/spéculation a propulsé le prix de la tonne de CO₂ à plus de 50 € depuis avril. Concrètement, un certain nombre d’acteurs se sont dit que le prix de la tonne de CO₂ allait augmenter du fait de la diminution prévisible du nombre de quotas mis sur le marché. Ils en ont donc acheté et cela a fait augmenter le prix de la tonne de CO₂.

À 50 €/tCO₂, le prix d’un MWh produit par une centrale à cycle combiné gaz moderne se trouve augmenté de 20 €, celui d’une centrale à charbon de 40 € et celui d’une centrale à lignite de 60 €.

À 50 €/tCO₂, les centrales à cycle combiné gaz modernes deviennent plus compétitives que certaines centrales à charbon et lignite. Les vieilles centrales à gaz restent moins compétitives, l’inversion de compétitivité charbon / gaz n’étant pas encore complète, d’autant moins que le prix du gaz est élevé.

À 50 €/tCO₂, le prix d’un MWh produit par une centrale à cycle combiné gaz moderne se trouve augmenté de 20 €, celui d’une centrale à charbon de 40 € et celui d’une centrale à lignite de 60 €⁽³⁾. Or le prix spot de l’électricité dépend dans une large mesure du coût de production des dernières capacités électrogènes appelées sur le réseau, c’est-à-dire les centrales à gaz et à charbon.

L’augmentation du prix du gaz contribue également à tirer vers le haut le cours de l’électricité

Le prix du droit d’émission d’une tonne de CO₂ n’est pas le seul à avoir augmenté ces derniers mois : le prix du gaz a été multiplié par cinq depuis un an et continue d’augmenter⁽⁴⁾. Cela affecte également à la hausse le coût variable de production des centrales électriques à gaz, donc le prix de l’électricité.

Cette tendance à la hausse du prix du gaz tient à la fois à des facteurs conjoncturels et structurels. Du côté des facteurs conjoncturels, on mentionnera un hiver relativement froid et surtout long, qui a dynamisé la consommation de gaz en Europe et contribué à vider les stocks. Il faut à présent les remplir en prévision de l’hiver prochain. Dans le même temps, la Russie – 1^er fournisseur de gaz de l’Union européenne – limite ses exportations de gaz vers l’Europe afin de préparer un marché favorable (demande et prix) pour la mise en service – attendue à l’automne – de son nouveau gazoduc Nord Stream 2 la reliant à l’Allemagne. Enfin, la demande mondiale de gaz est repartie vigoureusement à la hausse, portée par l’Asie du Sud-Est⁽⁵⁾.

Il est probable que la tendance actuellement haussière du prix du gaz soit relativement durable.

Côté structurel, une pénurie pétrolière est probable dans les prochaines années⁽⁶⁾. Elle résulte du déclin depuis 10 ans de la production conventionnelle, du peu de découvertes conventionnelles (elles sont inférieures aux extractions depuis les années 1980), du sous-investissements dans l’exploration-extraction (l’industrie du pétrole de roche-mère est plus encline à dégager des bénéfices longtemps attendus qu’à investir pour faire croître ses extractions), etc.

Or le prix du gaz est encore en bonne partie dépendant de celui du pétrole. Cela s’explique à la fois par les contrats de long terme indexés sur le prix du pétrole (même si leur proportion est en déclin) et car le gaz fossile est une matière énergétique proche du pétrole de par son origine, sa composition chimique et sa chaîne d’approvisionnement. Le gaz est enfin le substitut le plus direct du pétrole dans de nombreuses applications : production électrique (cet usage du fioul est aujourd’hui marginal en Europe), chauffage domestique, certains segments de mobilité lourde, etc. Ainsi, la hausse prévisible du cours du pétrole dans les prochaines années devrait au moins partiellement se répercuter sur celui du gaz.

Il est donc probable que la tendance actuellement haussière du prix du gaz soit relativement durable. Enfin, notons qu’elle contrebalance en partie l’effet de la hausse du prix du CO₂ sur le rapport de compétitivité charbon / gaz. Autrement dit, elle tend à favoriser l’usage de charbon…

Bilan des courses par filière

Sous réserve de l’évolution future du prix du gaz, l’augmentation du cours des quotas de CO₂ devrait faire un grand perdant : le charbon. Ses émissions de CO₂ élevées pèsent lourdement sur ses coûts de production, ce qui le rend de moins en moins compétitif par rapport au gaz. Cette tendance est toutefois atténuée par l’augmentation du prix du gaz.

Dans une moindre mesure que le charbon, le gaz pâtit aussi de surcoûts liés à la hausse du prix du CO₂. Cependant, les parts de marché qu’il devrait prendre sur le charbon et la forte hausse du prix de l’électricité rendent cette évolution favorable pour les exploitants de centrales à gaz (là encore, sous réserve que le prix du gaz n’augmente pas trop). Rappelons d’ailleurs que l’industrie gazière est pour cette raison une défenseuse historique d’un mécanisme de tarification du carbone.

La hausse du prix de l’électricité entraînera une réduction mécanique des subventions versées par l’État aux exploitants d’installations renouvelables.

En théorie, les exploitants de centrales nucléaires européennes devraient également profiter de cette situation. Le facteur de charge déjà très élevé des réacteurs ne devrait pas être significativement affecté, cependant leur rentabilité va fortement s’accroître. En effet, leurs coûts variables demeurent faibles et inchangés avec la hausse du prix du CO₂ et du gaz. La hausse du prix de l’électricité se traduira donc par une augmentation de la marge des exploitants des centrales nucléaires. En pratique, cette situation doit être sérieusement nuancée dans plusieurs pays. En France, EDF ne profitera pas de cette hausse du prix de l’électricité pour les 100 TWh vendus via l’ARENH⁽⁷⁾ à 42€/MWh (prix fixe), ni pour l’électricité vendue au tarif régulé. De même, en Espagne, le gouvernement prévoit de taxer lourdement l’électricité nucléaire afin de capter cette plus-value⁽⁸⁾.

Du côté des énergies renouvelables, la hausse du prix de l’électricité aura un impact indirect. En effet, la plupart des installations renouvelables vendent leur électricité hors marché via un mécanisme de complément de rémunération : si le prix de marché est inférieur à un prix fixé, l’État paie la différence au producteur, et s’il est supérieur, le producteur se contente de vendre au prix fixé. La hausse du prix de l’électricité entraînera une réduction mécanique des subventions versées par l’État aux exploitants d’installations renouvelables, ce qui sera favorable aux finances publiques. En outre, cela pourra inciter l’État à mettre aux enchères davantage de projets éoliens et solaires pour une même enveloppe budgétaire.

Cette situation peut-elle faire évoluer les politiques électriques européennes ?

La hausse du prix du CO₂ et du gaz constitue une incitation forte, car économique, pour les États à investir dans des moyens de production d’électricité bas carbone, tout en leur envoyant un avertissement ferme vis-à-vis d’un usage significatif du gaz fossile. On peut espérer que cela ramène à la raison certains États ayant fait le choix d’un usage massif et de long terme du gaz fossile, tels que la Belgique et l’Allemagne.

Notons que si les politiques allemande et belge de sortie du nucléaire au profit du gaz fossile sont menées à leur terme, elles entraîneront mécaniquement une hausse des émissions, donc de la demande de quotas. Cette hausse risque d’entraîner à son tour celle du prix des quotas, donc de l’électricité.

La hausse du prix spot de l’électricité devrait rapidement se traduire par celle des factures pour les consommateurs particuliers et industriels. Pour les premiers, une aggravation des situations de précarité énergétique est à craindre, même si les tarifs réglementés en France constituent un moyen d’en limiter l’impact. Pour les seconds, il est essentiel que l’Union européenne se dote rapidement d’un mécanisme de compensation carbone à ses frontières, afin d’éviter que cette situation ne se transforme en hémorragie industrielle.

Le système électrique européen semble être arrivé à l’aube d’une ère nouvelle. La hausse du prix de la tonne de CO₂ et du gaz entraînant celle de l’électricité sont probablement moins des éléments conjoncturels que le début d’une tendance structurelle que les États et entreprises vont devoir intégrer à leurs calculs. S’il est encore trop tôt pour en voir les effets sur les politiques énergétiques des États, il est probable que cette évolution rappellera un certain nombre de pays à leurs engagements de neutralité carbone. Une évolution des politiques publiques européennes vers davantage de pragmatisme en faveur de la décarbonation pourrait être l’une des conséquences de cette nouvelle donne. On peut tout du moins l’espérer.