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Ce blog met en lumière les nouvelles exigences environnementales de l’Union européenne qui imposent aux centrales de respecter des seuils de polluants plus stricts à partir de 2021. Nous examinons les pays qui pourraient être concernés et comment ils le sont, ainsi que l’incidence que les nouvelles règles pourraient avoir sur les prix de l’électricité.

De quoi s’agit-il?

De nouvelles règles ont été formellement adoptées le 31 juillet, règles selon lesquelles les centrales à charbon, à gaz et au pétrole devront réduire leurs émissions de substances nocives (oxyde d’azote, mercure et particules de suie) à partir de 2021. La directive BREF a été approuvée par les Etats membres en avril 2017 mais elle n’a été adoptée formellement que fin juillet. BREF signifie «best available techniques reference document».

La directive concerne près de 2900 centrales de plus de 50 MW. Selon une étude de l’European Climate Foundation, les frais de mise à niveau nécessaires, qui pourraient dépasser les 15 milliards d’euros, pourraient avoir l’effet suivant: les centrales à charbon nuisant le plus à l’environnement n’auraient pas d’autre solution que de fermer.

Le diable se cache dans les détails

Il existe une marge de manœuvre dans l’interprétation et l’évaluation de la directive, puisque l’Union européenne ne précise pas de valeur-limite fixe, mais une fourchette d’émissions. Pour le mercure, l’émission doit être comprise entre moins d’un et maximum sept microgrammes par mètre cube normal de gaz d’échappement. A cet égard, il convient de garder à l’esprit que les nouvelles règles ont simplement pour effet de renforcer les règles qui s’appliqueront déjà à partir de 2019: celles-ci prévoient déjà un plafond de 10 microgrammes. Pour l’oxyde d’azote (NOx) et le dioxyde de souffre (SO2), les plafonds sont exposés dans le tableau de Bloomberg New Energy Finance. Les réductions imposées pour les installations existantes par rapport aux règles actuelles, qui s’appliqueront à partir de 2019, sont de 13% pour le NOx et 10% pour le SO2. Outre la réduction des substances nocives par une mise à niveau technique, la durée de vie des installations peut aussi être réduite à 1500 heures/an.

Que se passe-t-il concrètement?

Selon l’Institute for Energy Economics and Financial Analysis (IEEFA), un tiers des centrales européennes pourrait être concerné par des mises à niveau coûteuses ou devoir être déconnecté du réseau. L’IEEFA a identifié 108 centrales (d’une puissance thermique globale supérieure à 187 GW) qui devraient procéder aux mises à niveau les plus coûteuses. Ces centrales représentent 35% des grandes centrales à charbon en termes de puissance et 18% de la puissance européenne. Selon l’analyse de l’IEEFA, les émissions de ces centrales sont actuellement 40% supérieures aux prescriptions de la directive BREF. Certains marchés, comme la Pologne, sont particulièrement touchés, mais des fournisseurs comme Enel, EDF, Drax et CEZ sont aussi exposés.

L’IEEFA résume la nouvelle directive comme suit: «cough up, wind down or shut down». C’est-à-dire: mettre à niveau, réduire les heures de production ou quitter le réseau d’ici 2021.

Fermetures d’ici 2025

Les analyses d’Energy Aspects vont dans le même sens. Les vagues de fermetures pourraient se poursuivre jusqu’en 2025 puisque, d’ici là, plus de la moitié des grandes centrales à charbon d’Europe pourraient devoir être déconnectées du réseau. Selon Energy Aspects, 18 GW présentent un «risque élevé de déconnexion du réseau» en Europe du Nord et de l’Ouest; 44 GW un risque de «fermeture potentielle» en Europe centrale et de l’Est, principalement en Pologne (29 GW) et une menace pèse sur 17 GW en Europe du Sud. «Selon nos estimations, la production de lignite dans l’Union européenne pourrait baisser de 121 TWh (52%) d’ici 2025 par rapport à 2016», indique Energy Aspects. Si l’on applique la même logique aux installations de charbon, il en résulte que la production d’électricité devrait diminuer de près de 1777 TWh d’ici 2025 par rapport à 2016. Soit une baisse totale de 47% ou 300 TWh/an de la production de charbon.

Dans la quatrième phase, cela pourrait avoir des conséquences sur le prix EUA puisque la baisse des émissions de CO2 entraîne la baisse des prix des certificats: de 33€/EUA en 2021-2020 à 22€/EUA selon le Think Tank. En outre, l’Europe pourrait avoir besoin d’importations supplémentaires d’environ 60 milliards de mètres cubes de gaz si les installations au gaz devaient remplacer les 300 TWh/an des autres productions. Pour ce besoin supplémentaire en gaz, le chiffre minimum de 40 milliards de mètres cubes serait toutefois plus vraisemblable puisque les renouvelables monteraient au créneau et compenseraient une partie de la baisse des combustibles fossiles, selon Energy Aspects.

Quelles seront les conséquences de BREF sur les prix de l’électricité?

Logiquement, les prix de l’électricité augmentent quand la puissance du réseau diminue. Un modèle de prix d’Analyse Handel estime l’effet sur les prix de l’électricité d’un retrait du réseau de centrales à charbon en Allemagne, comme exposé dans le tableau de droite. Le Cal20 augmenterait de près de 8% en Allemagne si le réseau perdait 10% de la production de charbon et de près de 15% si le nombre de centrales à charbon produisant de l’électricité diminuait de 20%. Il est important de rappeler ici que BREF affecte de la même façon les centrales thermiques au lignite et au charbon, puisque la directive vise les centrales sales en tant que telles et puisque les répercussions dépendent donc surtout de la norme technique de chaque centrale plutôt que du type de charbon utilisé.

Les directives environnementales plus strictes pourraient soutenir les prix de l’électricité.

Alexandra Berchtold

Alexandra Berchtold

Alexandra Berchtold: L’analyste en négoce est responsable de l’analyse qualitative des marchés de carburant et d’électricité les plus importants, des rapports et du flux des messages dans les canaux concernés au sein de BKW.