Brexit et Elecxit : sécurité énergétique au Royaume-Uni, opportunités dans un monde sous contrainte carbone
La sortie du Royaume-Uni du marché intérieur de l’énergie de l’UE est considérée par beaucoup comme une conséquence involontaire regrettable du Brexit qui pourrait, au moins à court terme, augmenter les coûts pour les consommateurs britanniques et réduire la sécurité énergétique en Grande-Bretagne.
La manière dont les gouvernements et l’industrie résoudront certaines des questions complexes qui ont émergé, reste incertaine, comme nous l’examinerons plus en détail. L’industrie doit relever un défi à court terme consistant à trouver des accords commerciaux mutuellement acceptables et à les mettre en œuvre d’ici avril 2022.
Les organismes de réglementation doivent relever un défi à moyen terme consistant à élaborer un cadre suffisamment attrayant pour toutes les parties prenantes, à maintenir au-delà de sa date d’expiration de 2026. Parallèlement, profitant de ses nouvelles libertés post-Brexit, les décideurs politiques britanniques ont l’occasion de favoriser les innovations dans des domaines tels que les réseaux offshores hybrides et les connexions directes en dehors de l’UE.
À plus long terme, avec les bonnes politiques en place, l’« Elecxit » pourrait améliorer la sécurité énergétique du Royaume-Uni, permettre aux entreprises britanniques d’émerger en tant que leaders des technologies de transition énergétique, et positionner le Royaume-Uni comme un hub commercial régional ou même mondial pour les énergies renouvelables. Une proposition attrayante puisque les énergies renouvelables deviennent le nouveau pétrole.
Brexit et Elecxit
L’accord de commerce et de coopération UE-Royaume-Uni (ACC) fournit le cadre pour le commerce de l’électricité sur les interconnexions et sa gouvernance, comme indiqué ci-dessous :
Source : Webinaire organisé par le REGRT-E (ENTSO-E) le 4 mai 2021
En résumé, la Grande-Bretagne (GB) est découplée du marché intérieur de l’énergie (IEM). Le commerce de l’électricité sur les interconnexions avec l’UE se poursuit, mais avec beaucoup plus de conflits. Au lieu d’utiliser l’allocation automatique des capacités des enchères « implicites » avec couplage du marché IEM[i] , les négociants en électricité doivent maintenant réaliser des offres séparées pour réserver les capacités sur les interconnexions et pour opérer les ventes d’énergie, ce qui conduit à une utilisation moins efficace des interconnexions et à une mauvaise évaluation des prix.
Source : Frontier Economics — http://www.frontier-economics.com/uk/en/news-and-articles/articles/article-i8192-brexit-and-interconnectors-a-45m-problem/#
L’état actuel de ce changement de réglementation est censé être un arrangement temporaire. Selon les termes de l’ACC, un nouveau régime de « couplage multi-régions en volume libre » (MLVC) sera développé par les gestionnaires de réseau de transport (GRT) et sera déployé en avril 2022 (mais il expirera en 2026).
Le MLVC serait conçu pour reproduire d’une manière ou d’une autre une enchère implicite, ou du moins améliorer les dispositions existantes. Certains observateurs pensent que les GRT, responsables de la conception et de la mise en œuvre des nouvelles dispositions, auront du mal à justifier les coûts d’un tel nouveau système (une analyse coûts-avantages (« ACA ») est la première étape obligatoire de la mise en œuvre) et pourraient également avoir du mal à obtenir les approbations réglementaires du régime dans les délais impartis.
Source : SEMO — https://www.sem-o.com/documents/general-publications/Market-Operator-User-Group-Presentation-25-March-2021.pdf
Comme beaucoup s’y attendaient, l’ACA et la conception préliminaire du nouveau système d’offres se sont avérés être un exercice difficile, car il existe peu de précédents de tels arrangements de marché. Les coûts ne sont pas clairs, tout comme la conception préliminaire du système lui-même, et les avantages n’ont pas été quantifiés. Certains observateurs ont suggéré qu’une ACA ne pourrait donner un résultat positif que si la nouvelle conception du système s’appliquait et s’adaptait également aux futures interconnexions multi-usages qui relieraient l’UE et le Royaume-Uni via des parcs éoliens en mer.
Source : Analyse coûts-avantages du couplage multi-régions en volume libre (MRLVC), Groupe MRLVC des GRT de l’UE et du Royaume-Uni — https://britned-website-prd-media.s3.amazonaws.com/documents/CBA_for_MRLVC_-_Summary_Report.pdf
Jusqu’à présent, la ENTSO-E[ii] et l’ACER[iii] ont tous deux rejeté les deux régimes alternatifs proposés par le groupe de travail concerné des GRT de l’UE et de la Grande-Bretagne.
ENTSO-E :
Les deux solutions MRLVC, telles que définies et évaluées dans l’ACA et conformément à l’accord de commerce et de coopération (ACC), ne sont pas recommandées par les GRT de l’UE en raison des risques perçus pour les processus day-ahead existants de l’UE[iv] .
ACER :
· À l’heure actuelle, les risques associés aux deux solutions LVC [MRLVC] analysées restent trop élevés pour pouvoir soutenir l’une ou l’autre option.
· Les deux solutions LVC n’assurent pas l’efficacité et la robustesse nécessaires pour recommander leur mise en œuvre.[v]
À l’heure actuelle, la façon dont le MRLVC peut être mis en œuvre n’est pas claire. En effet, soit le Royaume-Uni et l’UE devront convenir de modifier les termes de l’ACC afin de parvenir à une solution acceptable par toutes les parties prenantes, soit les arrangements actuels (non optimaux) pourraient rester en place.
Jusqu’à ce qu’un nouveau régime soit en place, il est important de remarquer qu’il existe une certaine incertitude quant à l’opportunité pour les interconnexions de participer au marché des capacités, du moins selon leurs déclassements actuels, car celles-ci sont basées sur un cadre réglementaire et politique révolu[vi] .
En outre, en ce qui concerne la sécurité énergétique, et notamment les accords de secours mutuel entre GRT pendant les périodes de tension du réseau, les GRT de l’UE ne sont plus liés par les mêmes obligations de solidarité envers leurs homologues britanniques qu’avant l’Elecxit. Si ce problème n’est pas résolu, l’OFGEM (régulateur britannique) pourrait être amené à reconsidérer la participation des interconnexions de l’UE au mécanisme de capacité[vii] , d’autant plus que la faible tarification du mécanisme de capacité est considérée comme un facteur dissuasif pour les investissements dans la capacité nationale de la Grande-Bretagne.
« Le mécanisme de capacité permet la participation des interconnexions. Ainsi, le développement croissant des interconnexions (jusqu’à 10 GW par rapport au niveau actuel de 6 GW au cours des trois prochaines années) continuera à exercer une pression à la baisse sur le prix du mécanisme de capacité; cela signifie qu’il y a moins de chances de construire de grandes centrales à gaz (CCGT) en Grande-Bretagne. » Phil Hewitt, Enappsys[viii]
Que signifie l’Elecxit pour les projets d’interconnexion en cours ?
En raison de l’incertitude réglementaire (en particulier le manque total de visibilité après 2026), les investisseurs et les banques pourraient devenir moins enthousiastes à l’idée de financer de nouveaux projets reliant la Grande-Bretagne et l’UE. L’augmentation des interconnexions est la pierre angulaire de la stratégie de décarbonisation de la Grande-Bretagne, et elle est essentielle pour intégrer 30 GW supplémentaires d’éoliennes en mer.
Il s’agit de l’une des recommandations politiques du 6e rapport sur le budget carbone du Comité des changements climatiques[ix] . Des projets comme Aquind et FAB (tous deux FR-GB) semblent être suspendus pour une durée indéterminée. Northconnect, une liaison proposée entre la Norvège et l’Écosse, pourrait être difficile à financer tant que la réglementation ne sera pas plus claire et qu’un cadre à long terme ne sera pas en place pour régir le commerce de l’énergie entre le Royaume-Uni et l’UE.
L’incertitude quant à l’utilisation des interconnexions provient également de l’incertitude post-Brexit sur les marchés du carbone. En effet, le différentiel de la taxe carbone entre le Royaume-Uni et l’UE a orienté le flux des interconnexions ; avec des coûts carbone inférieurs à ceux de leurs homologues britanniques, les producteurs de l’UE, ont bénéficié d’un avantage de coût production d’électricité qui est durable à long terme, entraînant l’introduction au Royaume-Uni d’une électricité européenne moins chère. Toutefois, tant que le régime britannique actuel de soutien du prix du carbone (qui rend les coûts du carbone plus élevés pour les producteurs britanniques que pour les producteurs de l’UE) reste en place, il est important de noter qu’il est généralement fixé sur une base annuelle, de sorte qu’il n’y a aucune certitude à long terme.
Si le nouveau régime britannique est conçu de manière générale pour suivre de près le système d’échange de quotas d’émission, l’absence d’écarts de prix sur le marché du carbone pourrait réduire les possibilités d’échanges d’électricité. Mais, de nombreux observateurs de l’industrie s’attendent à ce qu’à plus long terme, lorsque les ambitions du Royaume-Uni en matière d’éolien en mer seront satisfaites, le Royaume-Uni ait un surplus d’énergie éolienne moins chère à exporter vers l’UE, ce qui pourrait inverser les flux historiques d’échanges.
Néanmoins, cela n’est pas aussi sûr non plus compte tenu de l’ambition encore plus grande du programme éolien offshore de l’UE (60 GW d’ici 2030 et 300 GW d’ici 2050)[x] . En effet, la plupart des parcs éoliens sont géographiquement adjacents au Royaume-Uni, et partagent le même système météorologique.
Une autre incertitude du marché sera l’impact de l’hydrogène. L’UE, l’Allemagne, et de plus en plus la France, la péninsule ibérique, le Benelux et le Danemark ont des programmes d’hydrogène vert extrêmement ambitieux. Ceux-ci sont, dans une certaine mesure, conçus pour utiliser les énergies renouvelables excédentaires, disponibles à faible coût ou à coût nul[xi] , c’est-à-dire l’énergie qui, autrement, serait déversée ou exportée. Il existe plus de 90 GW de projets dans ces seuls pays, un chiffre qui est plus important que le marché total de l’électricité au Royaume-Uni.
Les politiques de soutien à l’hydrogène dans l’UE, que ce soit les CFD pour l’hydrogène ou l’électricité subventionnée, pourraient donc avoir un impact significatif sur les prix de l’électricité et les courbes de demande sur les marchés de l’UE, et en fin de compte sur le commerce des interconnexions entre la Grande-Bretagne et l’UE.
Implications et opportunités à plus long terme pour la « Global Britain »
L’ACC laisse la porte ouverte à une coopération étroite pour le développement des ressources renouvelables de la mer du Nord, y compris les réseaux hybrides offshore (interconnexions multi-usages).
Cela peut s’avérer être un point de ralliement qui facilitera une coopération plus large pour les accords d’échange d’électricité pour le reste du système. Le développement d’un réseau hybride offshore reliant les parcs éoliens en mer à divers marchés et les marchés entre eux est une entreprise extrêmement complexe d’un point de vue technique et réglementaire, mais avec de grandes économies potentielles (et un impact environnemental plus faible) comme illustré ci-dessous
Les innovations techniques et réglementaires requises pour un tel réseau hybride peuvent être appliquées par les acteurs du marché à d’autres opportunités émergentes dans les infrastructures d’échange d’énergie renouvelable, à mesure que les parcs éoliens en mer et les interconnexions sous-marines de longue distance sont construits comme prévu dans la région MENA, en Amérique du Nord, en Asie et en Afrique.
Il convient de mentionner que les interconnexions proposées pour relier la Grande-Bretagne à des pays extérieurs à l’UE, et en particulier celles qui proposent des raccordements directs des installations de production, ne sont pas confrontées aux incertitudes réglementaires des interconnexions Elecxit. En outre, elles ne seraient pas les otages de la relation politique entre le Royaume-Uni et l’UE, qui pourrait continuer à être en dents de scie, en particulier à l’approche de la renégociation des accords de pêche et ceux sur les échanges d’énergie en 2026.
Xlinks est un bon exemple de la manière dont le Royaume-Uni pourrait réduire sa dépendance actuelle aux interconnexions de l’UE, améliorer la sécurité énergétique et compléter sa flotte croissante d’éoliennes en mer par des énergies renouvelables « de base », facilitant ainsi l’objectif de la décarbonisation complète du secteur britannique de l’électricité.
- En dehors de l’UE, le Royaume-Uni peut désormais poursuivre ses propres partenariats énergétiques régionaux avec des États également indépendants. Pendant des années, l’UE en général, et l’Espagne en particulier, ont été lentes à ouvrir leurs marchés aux énergies renouvelables importées du Maroc. Malgré un accord de principe lors de la COP 22 à Marrakech et la signature d’une « Déclaration Commune sur l’établissement d’une feuille de route pour le commerce durable de l’électricité entre le Maroc et le marché intérieur européen de l’énergie (SET Roadmap)»[xii] , peu de progrès ont été observés. L’accès au marché de l’UE progressant si lentement, un Royaume-Uni post-Brexit plus agile pourrait offrir une opportunité intéressante au Maroc de développer rapidement une activité d’exportation d’électricité verte vers la Grande-Bretagne. Les caractéristiques de ce scénario sont les suivantes :
- 10,5 GW de capacité de production solaire et éolienne à très bas coût dans le désert du Sahara au Maroc ;
- Système de stockage d’énergie par la technologie la plus appropriée de 20 GWh situé au Maroc ;
- La plus longue ligne de transmission par câble sous-marin jamais proposée, sur environ 3 900 km, passant à l’Ouest de l’Espagne, du Portugal et de la France ;
- Deux systèmes de câbles sous-marins à courant continu haute tension (HVDC) de 1,8 GW chacun reliant la production d’énergie renouvelable à deux emplacements de réseau physiquement séparés (Pembroke et Alverdiscott) pour une capacité totale de transmission du Maroc au Royaume-Uni de 3,6 GW.
Source : Xlinks
L’Islande est un autre bon exemple. Icelink en est au stade de la faisabilité avec la compagnie nationale islandaise d’électricité Landsvirkjun et un aperçu du projet est présenté ci-dessous :
Source : https://2020.landsvirkjun.com/researchdevelopment/submarinecabletoeurope
Source : DUTTON, Joseph, UK-EU ELECTRICITY INTERCONNECTION: THE UK’S LOW CARBON FUTURE AND REGIONAL COOPERATION AFTER BREXT — https://www.jstor.org/stable/resrep21758
Remarques : Viking Link est actuellement en construction et devrait être mis en service à la fin de 2023 ou au début de 2024[xiii] ; NSN (liaison en mer du Nord) est actuellement en construction et devrait être terminée en 2021[xiv] ; Greenlink est en attente des autorisations finales de planification[xv]
Un élément particulièrement intéressant dans le développement d’une liaison entre le Royaume-Uni et l’Islande, est qu’il s’agit d’un tremplin vers une opportunité commerciale bien plus importante : l’interconnexion avec le marché nord-américain.
L’émergence d’un réseau mondial
Avec son réseau d’interconnexions de plus en plus dense vers l’UE et la Norvège, le plan de développement d’interconnexions multi-usages en mer du Nord et l’émergence de connexions intercontinentales telles qu’Icelink et Xlinks, le Royaume-Uni est en passe de devenir un centre régional majeur pour le commerce de l’électricité verte. De plus, grâce au développement de la technologie des câbles sous-marins, le Royaume-Uni pourrait même apparaître comme un hub mondial, avec des liens vers l’Amérique du Nord, l’Afrique et l’Europe.
Une étude réalisée avec le coût des technologies de 2018 a démontré qu’un câble sous-marin de 4 000 MW entre l’Europe et l’Amérique du Nord présenterait d’ores et déjà un avantage socio-économique de 177 millions d’euros par an.[xvi]
Les résultats de la modélisation montrent qu’une telle interconnexion aurait un facteur de charge de 0,78 et augmenterait le bénéfice pour la collectivité (social economic welfare) de 177 M€ par an. L’analyse financière effectuée indique que l’avantage annuel peut entièrement justifier les coûts d’investissement et d’exploitation de l’interconnexion.[xvii]
Source : https://doi.org/10.1016/j.jclepro.2018.03.095.
Bien que certains aspects de la mise en œuvre d’un tel système de câbles soient difficiles[xviii] , ni les profondeurs ni les distances de chaque tronçon (en supposant un itinéraire Royaume-Uni-Islande-Groenland-Canada) ne sont en dehors des capacités techniques et économiques. Les auteurs de l’étude supposent deux paires de câbles en aluminium ±640 kV pour une distance totale de 3300 km et ont calculé des pertes totales du système à 9 %.[xix] Les progrès possibles de coûts et de performances dans les stations de conversion et la montée en tension des câbles, ouvrent des marges de gains supplémentaires.
Source : https://doi.org/10.1016/j.jclepro.2018.03.095.
Le Royaume-Uni pourra se placer en leader dans la concurrence à la fois pour son expertise croissante dans le domaine des câbles sous-marins et pour sa position émergente en tant que hub régional. La Chine et l’Inde ont toutes deux identifié les interconnexions entre continents comme un secteur clé en pleine croissance et ont lancé des initiatives majeures pour se positionner.
L’Organisation de développement et de coopération pour l’interconnexion énergétique mondiale (GEIDCO) est une ONG basée en Chine, créée par Liu Zhenya, l’ancien président de la State Grid Corporation of China en 2016. La GEIDCO reste potentiellement un moyen pour exporter le succès de la Chine dans l’électrification du pays, notamment le développement de son réseau national en courant continu ultra haute tension.
Pour ce faire, l’organisation a tendu la main à d’autres pays, à des organismes multilatéraux et au secteur privé pour promouvoir le concept générique de construction d’un réseau mondial pour faciliter la décarbonisation complète du secteur énergétique mondial. Parmi les vice-présidents figurent Steven Chu, l’ancien secrétaire américain à l’énergie, Masayoshi Son, le président de Softbank, et Oleg Budargin, l’ancien directeur général de PJSC Rosseti, le principal gestionnaire de réseau en Russie.
En plus de son plaidoyer efficace dans les forums nationaux et internationaux, la GEIDCO a entrepris d’innombrables études de faisabilité régionales et mène des recherches fondamentales sur le sujet[xx] .
Source : https://medium.com/fairbank-center/does-the-path-to-a-low-carbon-future-run-through-a-global-grid-ac8774d8556
L’initiative « One Sun, One World, One Grid » a été annoncée par le Premier ministre indien Modi en 2018[xxi] et est actuellement sous la direction de l’Alliance Solaire Internationale (ISA) basée en Inde. En janvier 2021, un consortium mené par EDF (France) a remporté l’appel d’offres pour les études initiales de stratégie et de structuration. Le consortium comprend également l’Application Européenne de Technologies et de Services (AETS) et l’Institut indien de l’énergie et des ressources (TERI)[xxii] . Au cœur du projet se trouve une première interconnexion entre l’Inde et le Moyen-Orient. Dans une deuxième phase, la liaison sera étendue à l’Afrique. L’idée de base du déploiement d’une telle interconnexion longitudinale est de pouvoir transférer le pic de production solaire et de mieux s’adapter aux courbes de demande.
Source : https://www.sterlitepower.com/blog/developing-intercontinental-electricity-grid-between-india-and-africa
Quel est l’intérêt de construire un réseau mondial ? Dans le monde sous contrainte carbone du 21e siècle, l’énergie renouvelable est le nouveau pétrole. En se penchant sur l’émergence de l’économie pétrolière dans la seconde moitié du 19e siècle, une histoire si bien racontée par Daniel Yergin dans The Prize[xxiii] , le facteur clé de succès pour les majors pétrolières émergentes était la sécurisation des routes d’approvisionnement en pétrole, ainsi que leur capacité d’innovation. Tout comme les champs pétroliers seront remplacés par des champs solaires et des parcs éoliens, les voies maritimes et les pipelines seront remplacés, au moins en partie, par des réseaux de câbles HVDC.[xxiv]
Compte tenu de la géographie, de l’histoire et de la longueur d’avance particulière du Royaume-Uni dans la mise en œuvre des technologies sous-marines HVDC, une Global Britain ambitieuse pourrait jouer un rôle fédérateur (lors de la COP26 ?) dans la transformation de ces initiatives naissantes en un véritable projet partagé qui poserait les bases de l’infrastructure de transport nécessaire pour accélérer la transition énergétique mondiale.
Mais un leadership réussi dans les nouvelles initiatives énergétiques commencera au niveau national : réduire les conflits dans le commerce de l’électricité avec l’UE, construire un cadre durable pour un réseau offshore en mer du Nord et faciliter de nouvelles liaisons vers des régions en dehors de l’UE.
(originally published in English on May 18th 2021. See or https://www.linkedin.com/pulse/brexit-elecxit-uk-energy-security-opportunity-carbon-constrained/http://www.nurenergie.com/uploads/news/id140/Brexit%20and%20Elecxit.pdf)
[i] « Le terme de couplage des marchés fait référence à l’objectif de former un marché (européen) interconnecté pour l’électricité. Le couplage des marchés vise à relier les zones de contrôle et les zones de marché afin d’harmoniser les différents systèmes de bourses d’électricité et, en particulier, de réduire les différences de prix. » Source : https://www.next-kraftwerke.com/knowledge/market-coupling
[ii] ENTSO-E – est l’association de coopération des gestionnaires de réseau de transport (GRT) européens
[iii] ACER – Agence de l’Union européenne pour la coopération des régulateurs de l’énergie
[iv] Webinaire organisé par le ENTSO-E le 4 mai 2021
[v] ibid.
[vi] https://www.emrdeliverybody.com/Capacity%20Markets%20Document%20Library/IC%20Webinar%20Presentation%20v1.pdf
[vii] Pour de plus amples informations sur le marché des capacités et son fonctionnement, veuillez consulter : https://www.emrsettlement.co.uk/about-emr/capacity-market
[viii] Communication personnelle à l’auteur le 12 avril 2021
[ix] https://www.theccc.org.uk/wp-content/uploads/2020/12/Policies-for-the-Sixth-Carbon-Budget-and-Net-Zero.pdf
[x] https://ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/en/IP_20_2096
[xi] https://www.rechargenews.com/energy-transition/growing-ambition-the-worlds-20-largest-green-hydrogen-projects/2-1-933755
[xii] https://ec.europa.eu/energy/sites/ener/files/documents/2016_11_13_set_roadmap_joint_declaration-vf.pdf
[xiii] https://www.4coffshore.com/news/ofgem-confirms-viking-link-delay2c-issues-final-project-assessment-nid19229.html
[xiv] https://northsealink.com
[xv] https://renews.biz/67977/greenlink-appoints-construction-chief/
[xvi] Arturs Purvins, Luigi Sereno, Mircea Ardelean, Catalin-Felix Covrig, Tilemahos Efthimiadis, Philip Minnebo,
Submarine power cable between Europe and North America: A techno-economic analysis, Journal of Cleaner Production,Volume 186, 2018, Pages 131-145, ISSN 0959-6526, https://doi.org/10.1016/j.jclepro.2018.03.095.
[xvii] ibid.
[xviii] Icebergs !
[xix] ibid.
[xx] Introduction to GEIDCO, publié par GEIDCO, Pékin 2020
[xxi] https://www.sterlitepower.com/blog/developing-intercontinental-electricity-grid-between-india-and-africa
[xxii] https://indiaesa.info/buzz/news/industry-news/3581-france-s-edf-led-consortium-awarded-loa-for-planning-india-s-osowog-project
[xxiii] Yergin, Daniel, The Prize, Simon & Schuster, Londres, édition 2012
[xxiv] L’hydrogène et ses dérivés sont susceptibles de jouer également un rôle important. Dans quelle mesure et à quelle échéance ? Cela reste flou à l’heure actuelle.
