L’arrêt de centrales d’EDF fait grimper les prix en Europe

Après quelques jours de températures clémentes, le froid est de retour sur l’Hexagone en ce début de semaine. Si le gestionnaire du réseau, RTE, assure ne pas avoir d’inquiétudes pour répondre à la demande d’électricité ces prochains jours, les indisponibilités du parc français – 17 réacteurs nucléaires sont encore à l’arrêt – vont continuer de peser sur les échanges entre la France et ses voisins européens.

En octobre, selon le bilan mensuel que doit publier RTE ce lundi, la France a exporté 523 gigawatt­heures d’électricité, soit 89 % de moins que sur la même période il y a un an. « C’est le niveau le plus bas depuis février 2012 », date du pic historique de consommation en France, indique Emanuele Colombo, directeur du département économie du système électrique à RTE. « En octobre, toutes les interconnexions ont été concernées par une hausse significative des importations françaises », poursuit-il. Car la ligne n’est pas une île électrique : elle est largement interconnectée avec ses voisins grâce à des lignes transfrontalières à haute tension. Et les marchés de gros de l’électricité sont eux-mêmes couplés, permettant d’appeler, en fonction de la demande, la centrale la moins coûteuse à chaque instant.

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Mouvements inversés

Le Royaume-Uni, qui importe régulièrement de France, en particulier lors des pics de consommation de début de soirée, a ainsi été exportateur en octobre – une première depuis février 2012 – et encore pendant quelques heures début novembre. Le pays était en excédent ce jour-là grâce à une forte production éolienne, qui rendait le prix de gros britannique plus attractif, précise le National Grid, opérateur du réseau britannique.

En Espagne, les mouvements se sont inversés aux premiers pics de froid dans l’Hexagone. Alors que le pays est habituellement demandeur d’énergie nucléaire française achetée à bon prix, il envoie désormais régulièrement un flux de 2 à 2,8 gigawatts vers la France. L’Italie, qui est d’ordinaire un grand importateur de l’électricité française, moins chère que celle de son parc de production, connaît elle aussi un net changement. La péninsule doit faire tourner ses centrales à plein régime pour assurer sa consommation mais aussi fournir sa voisine. L’Allemagne a, de son côté, accru ses exportations vers la France, note RTE, notamment grâce à une forte production éolienne. Mais les prix sur les marchés ont moins flambé que dans d’autres pays. « Il se traite deux fois plus de volumes sur le marché de gros en Allemagne qu’en France, note Emanuele Colombo. La résilience du marché allemand est plus grande, elle réussit ainsi mieux à contenir ses prix. »

Si les énergéticiens des pays voisins – l’Enel ou Edison en Italie, par exemple – profitent de la moindre production française pour faire tourner leurs centrales, certains pays redoutent une hausse des factures. C’est notamment le cas en Italie, qui chiffre à plus de 1 milliard d’euros le coût du ralentissement de la production d’électricité en France s’il se prolongeait jusqu’en février. Car, pour les ménages et les entreprises, le prix du kilowatt­heure n’a cessé de grimper depuis le mois de septembre. Le PUN (prix unique national) est décidé chaque jour à la Bourse de l’électricité et représente un tiers du montant des factures. Après des années de baisse en raison d’une chute de la demande et de l’usage croissant des énergies renouvelables, il a explosé de 23 % ces dernières semaines.

Flambée des prix

Au Royaume-Uni, les problèmes des réacteurs français ont provoqué une flambée des prix, passés de 40 à 100 livres le mégawattheure, très brièvement. « Les prix sont orientés à la hausse de toute façon, ce qui se passe en France n’a fait qu’exacerber la tendance », explique Tom Edwards, de Cornwall Energy. En octobre, la Grande-Bretagne, la Belgique et la France ont enregistré des prix supérieurs à 100 euros par mégawattheure pendant respectivement 44, 34 et 11 heures, note RTE. Outre-Manche, la hausse ne s’est pas encore concrétisée pour les consommateurs car les grands fournisseurs se protègent des variations en achetant à l’avance, explique Tom Edwards. Et la plupart d’entre eux sont aussi producteurs. Ils peuvent donc compenser des pertes sur les ventes de détail par des gains sur les ventes en gros. Les petits fournisseurs, qui ont gagné du terrain ces dernières années, auront plus de mal si la hausse des prix se confirme, estime l’expert.

En Espagne, la presse locale attribue déjà les hausses des factures d’électricité notées ces derniers mois à la nouvelle donne du marché français, même si, selon les spécialistes, les répercussions réelles pour le consommateur ne seront sensibles qu’en début 2017. Le pays a fait le choix d’une production très diversifiée (20 % nucléaire, 30 % charbon et gaz, 30 % éolien et hydraulique…), mais l’énergie produite est nettement plus chère que celle qui arrive d’habitude par les Pyrénées. C’est ainsi que le mégawattheure est passé au-dessus de 60 euros, contre moins de 50 habituellement à cette époque de l’année. « Cela prouve au moins que le nucléaire a des avantages », commente-t-on au sein d’EDF.