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La France déstabilise les marchés de l’électricité de ses voisins européens

CINCO DIAS

CARMEN MONFORTE / BERNARDO DE MIGUEL

MADRID / BRUXELLES

20-01-2017

Une des causes de la forte hausse des prix de l’électricité en Espagne est la réduction de la capacité disponible en France après la révision non programmée d’une vingtaine de centrales nucléaires, qui a commencé en octobre. De fait, les hausses de prix du pool espagnol ont débuté ce mois d’octobre et se sont envolées cette semaine. Le système français, fortement dépendant du nucléaire (75%), a été incapable de faire face aux pics de consommation provoqués par la vague de froid et a aspiré la production des pays voisins avec des flux qui ont déclenché l’alarme.

El mercado eléctrico europeo, bloqueado por Francia

Avec huit unités nucléaires encore à l’arrêt, l’opérateur français s’est vu contraint de faire appel à des centrales au fuel (en Espagne elles ont été démantelées depuis des années), ce qui a fait exploser les coûts, car cette technologie est hors de prix. La France achète massivement de l’électricité, principalement à l’Espagne. Ainsi, elle a importé 118 GW du 9 au 20 du mois, plus de la moitié de ses importations, et certains jours, comme hier, elle a absorbé toute la capacité d’interconnexion à travers les Pyrénées (5.000 MW).

Beaucoup en Espagne critiquent “les français, qui ont freiné durant des années ce câble, et qui aujourd’hui l’utilisent pour résoudre leurs problèmes de fourniture”. En janvier, la demande journalière française a grimpé de 5.000 MW et sa production nucléaire a baissé de 3.000 MW par rapport à janvier 2016. La moitié de ce  déficit a été couvert par les importations (pour la première fois, la France a importé de l’électricité de Grande Bretagne).

Le tsunami français s’est étendu à toute l’Europe en une semaine noire qui a fait exploser les prix chez les voisins et a mis à genoux le ravitaillement au centre du continent, y compris l’Allemagne, le Benelux et Autriche. La Belgique a même envisagé d’activer ses réserves stratégiques, de 750 MW, qui n’ont jamais été utilisées. Et en Allemagne, selon certaines sources du secteur, on a envisagé de réduire les exportations, en invoquant des raisons techniques de saturation des interconnexions. La  Suisse aurait également réduit les exportations vers la France d’énergie venant d’Italie.

Ces rumeurs de limitations ont circulé en particulier en Espagne, où le Gouvernement a envisagé de limiter la connexion à travers les Pyrénées. Ce qui ne se justifierait qu’en cas de problèmes de fourniture, ce qui n’est pas le cas dans un pays qui est en surcapacité (en 2016 les centrales à cycle combiné n’ont tourné qu’à 12%).

En conditions normales, la demande hivernale française est de 90.000 MW. Mais elle a atteint cette semaine les 102.000 MW, ce qui a contraint EDF à importer de grandes quantités d’électricité. Le gestionnaire du réseau français, RTE, a même envisagé des mesures extraordinaires, comme des coupures sur les grandes installations industrielles (pour économiser 1.500 MW) ou une baisse de tension de 5%.

Dans les moments les plus critiques, à partir du 16 janvier, la demande française a mis en difficulté non seulement  la Belgique, mais aussi la Hollande, le Luxembourg, l’Autriche et l’Allemagne. La situation s’est détendue ce jeudi, avec une amélioration de la situation météorologique, qui a réduit la demande française à 94.000 MW.

L’arrêt du nucléaire a été décidé par le régulateur français l’été dernier, suite à la détection de problèmes dans l’acier de la cuve du réacteur (EPR) de la vieille centrale de Flamanville qui le fragilisait. Cette cuve a été construite au Creusot, comme les nombreux réacteurs du parc français (58 centrales), ce qui a obligé EDF à lancer une révision exhaustive, au-delà des révisions habituelles ou des recharges.

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