Au cours de la prochaine décennie, l’UE et ses États membres prévoient d’accroître considérablement leurs capacités éoliennes et solaires. D’ici 2030, l’installation prévue d’environ 1 000 GW de nouvelles capacités d’énergies renouvelables coûtera environ un trillion d’euros.
Selon la réforme du marché de l'électricité qui entrera en vigueur la semaine prochaine, une grande partie de ces investissements devrait être réalisée dans le cadre de « contrats pour différence » (CfD), afin de garantir que les consommateurs aient toujours accès à une énergie renouvelable à faible coût, même si les prix de gros de l'électricité augmentent.
Mais que se passerait-il si la demande d’électricité ne parvenait pas à suivre les nouveaux investissements dans les énergies renouvelables ? Si les prix baissaient, il pourrait se produire un scénario dans lequel les producteurs, et non les consommateurs, devraient être indemnisés pour un manque à gagner sur le marché. La faible croissance de la demande d’électricité au cours des dernières années a montré que ce n’était pas inconcevable. Si les investissements dans l’offre se déroulent comme prévu alors que la demande se révèle 20 % inférieure aux prévisions, le coût à couvrir pourrait facilement atteindre des dizaines de milliards d’euros par an.
Les règles européennes ne précisent pas comment couvrir les coûts potentiels. Si les coûts devaient être récupérés uniquement sur les tarifs d'électricité des ménages, cela pourrait non seulement être impopulaire, mais retarderait également le déploiement des pompes à chaleur électriques et des véhicules électriques. Si le coût était répercuté de manière égale sur tous les consommateurs d'électricité, certaines industries à forte intensité énergétique pourraient décider de déplacer ou de retarder l'électrification. Si la demande d'électricité des ménages et/ou de l'industrie diminue, l'offre excédentaire deviendrait un problème encore plus grave, entraînant des coûts de CFD encore plus élevés. Alternativement, les contribuables pourraient supporter le coût du financement des CFD, mais cela augmenterait l'exposition des budgets publics. Par conséquent, le partage du risque d'une demande insuffisante est une question de répartition difficile.
Une meilleure synchronisation des investissements entre l’offre et la demande pourrait atténuer quelque peu ce problème. Le marché de gros sous-jacent étant, pour de bonnes raisons, européen, il faudrait une meilleure anticipation des projets européens d’offre et de demande, idéalement sous la forme d’une Agence européenne de l’énergie. En outre, il pourrait être fiscalement moins coûteux et plus efficace de compléter les politiques de déploiement des énergies renouvelables par des politiques visant à stimuler une électrification adéquate de la demande, en particulier lorsque les signaux du marché sont atténués en raison des CFD.
Lire la note d'orientation complète « L’évolution de la dynamique des marchés européens de l’électricité et le risque d’inadéquation entre l’offre et la demande » par Conall Heussaff et Georg Zachmann.
