Un rapport élaboré par l’organisation conservatrice Onward afin de calculer une trajectoire alternative aux politiques énergétiques du Royaume-Uni fait l’objet de nombreuses critiques en raison de ses hypothèses concernant le gaz, l’énergie nucléaire et les coûts du réseau. Le rapport affirme que l’abandon des politiques de zéro émission nette pourrait permettre au Royaume-Uni d’économiser plus de 320 milliards de livres sterling et rendre l’électricité moins chère, mais l’analyse de Carbon Brief estime que le scénario proposé entraînerait en pratique moins d’électrification et davantage d’émissions.
Un modèle élaboré par la société Transira Energy compare deux trajectoires jusqu’en 2050. La première est la trajectoire du « statu quo », fondée sur les politiques actuelles de zéro émission nette, tandis que la trajectoire alternative suppose la suppression de l’objectif de zéro émission nette pour l’ensemble de l’économie après les prochaines élections de 2029, l’abandon des objectifs d’électrification des transports et du chauffage, ainsi qu’un recours accru au gaz et à l’énergie nucléaire.
Une électricité moins chère, mais moins d’électrification
L’argument des conservateurs est que la baisse des prix de l’électricité encouragerait les consommateurs à acheter des voitures électriques et des pompes à chaleur, ce qui accélérerait la réduction des émissions. Toutefois, les résultats du modèle lui-même contredisent cette hypothèse : la trajectoire alternative prévoit l’émission de 524 millions de tonnes supplémentaires de dioxyde de carbone entre 2030 et 2050, soit l’équivalent des émissions annuelles de l’Afrique du Sud, selon l’article.
Le modèle prévoit également un ralentissement de la diffusion des voitures électriques et des pompes à chaleur, malgré la baisse des prix de l’électricité, en raison de la suppression des programmes de soutien et des obligations réglementaires, notamment le programme Boiler Upgrade Scheme et l’interdiction de la vente de voitures neuves à essence et diesel à partir de 2030. La consommation totale d’électricité diminue de 7 % dans la trajectoire alternative par rapport à la trajectoire actuelle, ce qui signifie qu’une partie des « économies » résulte de l’électrification d’un nombre inférieur de secteurs.
Tara Singh, directrice générale de l’association RenewableUK, souligne que le modèle exclut les coûts des carburants qui remplaceraient l’électricité si un plus grand nombre de voitures à essence et diesel restaient en circulation. Elle estime que les dépenses supplémentaires en carburant pour ces voitures pourraient se situer entre 65 et 95 milliards de livres sterling sur deux décennies, un coût qui n’entre pas dans les calculs de la trajectoire alternative.
Les hypothèses sur le gaz constituent le principal point faible
Le scénario repose sur l’hypothèse d’une baisse des prix du gaz à des niveaux antérieurs aux conflits, puis de leur maintien à un niveau bas et stable au cours des deux prochaines décennies. Pourtant, les crises énergétiques liées à la guerre en Ukraine et les perturbations des chaînes d’approvisionnement en combustibles fossiles ont montré la vulnérabilité des prix aux chocs géopolitiques. Selon une analyse d’E3G et de l’ECIU, quatre années de hausse des prix de l’énergie ont coûté 183 milliards de livres sterling au Royaume-Uni.
Le rapport d’Onward reconnaît que sa trajectoire alternative est davantage exposée à un futur choc des prix du gaz et estime qu’un nouveau choc pourrait ajouter 6 milliards de livres sterling aux coûts des combustibles en 2040. En outre, l’extraction d’une plus grande quantité de pétrole et de gaz en mer du Nord, qui fait partie du discours des conservateurs, ne supprimera pas le lien entre les prix et le marché mondial, selon les experts cités par l’article.
La trajectoire suppose la construction de 21 gigawatts supplémentaires de centrales à gaz d’ici 2050, soit près de 20 nouvelles installations et une augmentation d’environ 70 % par rapport à la capacité actuelle. Toutefois, le coût de construction retenu s’élève à 650 livres sterling par kilowatt, bien en dessous des estimations récentes pour de nouvelles centrales à gaz. L’article cite une fourchette comprise entre 1 116 et 1 427 dollars par kilowatt pour des projets américains prévus, ainsi que des informations faisant état de coûts atteignant 2 000 dollars ou davantage, dans un contexte de disponibilité mondiale limitée des turbines à gaz en raison de la demande des centres de données et du passage du charbon au gaz.
Nucléaire et réseaux : des économies incertaines
La trajectoire alternative porte la capacité nucléaire à 20 gigawatts d’ici le milieu du siècle, contre 13,3 gigawatts dans la trajectoire de zéro émission nette. Elle suppose toutefois que le coût de l’électricité nucléaire produite par les grandes centrales qui seront construites dans les années 2040 se situera entre 122 et 138 livres sterling par mégawatt-heure, avec peu de détails expliquant comment les coûts diminueraient.
À titre de comparaison, le prix contractuel de l’électricité de la centrale Hinkley Point C s’élève à environ 138 livres sterling par mégawatt-heure pour 2030, tandis que celui de la centrale Sizewell C atteint environ 150 livres sterling pour 2039. Le coût de Hinkley Point C a également presque doublé depuis son approbation initiale, ce qui remet en question l’hypothèse d’une baisse du coût des futures centrales.
Le rapport attribue 137 milliards de livres sterling sur les 320 milliards d’économies à la réduction des coûts du réseau, grâce à une diminution des besoins de raccordement de sources renouvelables éloignées des centres de demande. Mais la trajectoire alternative prévoit toujours 32 millions de voitures électriques ou hybrides, plus de 6 millions de pompes à chaleur supplémentaires, 45 gigawatts de gaz et 20 gigawatts d’énergie nucléaire, sans compter la demande des centres de données. Des experts ont donc mis en doute le réalisme d’une réduction des investissements dans les nouveaux réseaux de transport, de 137 milliards de livres sterling dans le scénario de référence à seulement 19 milliards.
D’autres experts estiment que le rapport pourrait compter de manière redondante les économies liées au réseau et les coûts d’équilibrage du système. L’extension du réseau peut réduire les contraintes et les coûts de gestion de la congestion, tandis que le maintien du réseau sans extension accroît ces coûts. Le National Energy System Operator a estimé que le maintien du réseau de transport actuel jusqu’en 2030 sans extension pourrait porter les coûts de congestion à environ 12,7 milliards de livres sterling par an, alors qu’une extension pourrait les réduire jusqu’à 75 %.
Qu’est-ce que cela signifie en pratique ?
L’objection principale n’est pas que les énergies renouvelables n’entraînent aucun coût d’intégration, mais que le rapport d’Onward évalue ces coûts à 125 livres sterling par mégawatt-heure, une valeur qu’Iain Staffell, de l’Imperial College London, a qualifiée de très éloignée de la pensée dominante. Une étude publiée dans Nature indique un coût d’intégration d’environ 26 livres sterling par mégawatt-heure lorsque la part des renouvelables atteint 80 % du mix électrique, tandis qu’Afry estime le coût total de l’électricité dans un système fortement renouvelable entre 55 et 75 livres sterling.
Le rapport propose également de mettre fin au soutien aux contrats pour différence pour les sources d’énergie renouvelable après 2030, de mettre fin aux paiements au titre de la Renewable Obligation pour les centrales éoliennes et solaires en 2033, et de supprimer le soutien au stockage de longue durée. Des analystes avertissent qu’un recul concernant des contrats existants pourrait affaiblir la confiance des investisseurs, alors même que le rapport suppose attirer de nouveaux investissements dans l’énergie nucléaire au moyen d’un modèle de base d’actifs réglementée.
Les « économies » comprennent 94 milliards de livres sterling résultant du retrait des centrales électriques du système britannique d’échange de quotas d’émission, le UK ETS, après 2031. Mais cette mesure réduit les recettes publiques davantage qu’elle ne permet au Royaume-Uni d’économiser de l’argent ; elle pourrait se traduire par une hausse des impôts, une augmentation du déficit public ou une réduction des services publics. Elle pourrait également compliquer les échanges d’électricité avec l’Union européenne et les engagements liés à la tarification du carbone.
Quant au stockage de longue durée, le rapport le présente comme si les 16 projets recensés par Ofgem devaient couvrir à eux seuls la demande nationale pendant toute une période hivernale sans vent ni soleil. Les experts estiment qu’il s’agit d’une simplification excessive : ces projets sont conçus pour absorber les excédents de production, atténuer les pics de demande et réduire les coûts d’équilibrage, et non pour fournir à eux seuls la totalité de la consommation du pays.
Lecture éditoriale : L’article révèle que « l’électricité bon marché » dans cette proposition n’est pas le résultat garanti d’une technologie moins coûteuse, mais l’aboutissement d’un modèle fondé sur un gaz à bas prix, des coûts de construction optimistes et une réduction de la demande résultant d’une électrification moindre, en plus du transfert d’une partie des charges vers les combustibles ou les finances publiques. Les questions en suspens concernant les prix du gaz, le coût des réseaux, le financement du nucléaire et la confiance des investisseurs restent donc déterminantes avant de considérer le chiffre de 320 milliards de livres sterling comme une économie effective.