La France, plus grand exportateur d’électricité en Europe

La situation française a provoqué des tensions supplémentaires sur les prix de l’électricité en Europe, alors que pendant l’été, les exportations françaises ont atténué l’impact de la crise du gaz. C’est ce qui ressort d’un nouveau rapport sur le marché européen de l’électricité publié par le cabinet d’analyse de données énergétiques EnAppSys, qui décrit la valeur des importations et des exportations en Europe au cours des six derniers mois de 2021. Il révèle que les exportations nettes totales de la France se sont élevées à 21,5 TWh, la majeure partie de l’électricité étant destinée à l’Italie (7,5 TWh) et à la Grande-Bretagne (6 TWh).

Les importations et exportations nettes d’électricité des pays européens.
*Image : EnAppSys BV*

« Bien que la France soit restée le plus grand exportateur net d’électricité en Europe depuis le début de l’année 2021, l’activité sur les interconnecteurs a changé de manière significative entre l’automne et l’hiver », note Jean-Paul Harreman, directeur d’EnAppSys BV. Ainsi, au troisième trimestre, les exportations de la France vers les pays voisins sont restées constamment élevées, atteignant un volume d’exportation record de 21,6 TWh. Le quatrième trimestre a été beaucoup plus variable, et la France est devenue un importateur majeur à l’approche de l’hiver, car les prix day-ahead ont augmenté sur le continent et la forte demande française de chauffage électrique a fait grimper les prix par rapport aux pays voisins pendant une grande partie des mois de novembre et décembre, ce qui a incité à augmenter les flux vers la France. Même les importateurs structurels d’électricité française, tels que l’Italie et la Grande-Bretagne, ont parfois inversé leurs flux d’interconnexion pour atténuer les tensions en France.

Le mois de décembre 2021, froid en France, s’est accompagné d’une forte demande, d’une faible production éolienne et hydroélectrique, puis d’une série d’arrêts pour maintenance nucléaire vers la fin de l’année, qui ont contribué aux niveaux de disponibilité nucléaire les plus bas de l’histoire récente. Pendant cette période, la France a principalement compté sur les importations de la Belgique et de l’Espagne, qui est passée du statut d’importateur net à celui d’exportateur net au cours des six derniers mois de l’année. Le pic des importations françaises a atteint 13 GW.

Le deuxième plus grand exportateur net sur la période a été la Suède, avec 13,8 TWh, et la Norvège est arrivée en troisième position avec 8 TWh. Et ce, bien que la Scandinavie ait été frappée par les températures saisonnières les plus froides depuis 50 ans de novembre à décembre, dont l’effet a été amplifié par la forte électrification des systèmes de chauffage en Norvège.

En prenant en compte les exportations nettes en pourcentage de la demande, la France n’a exporté que 9,8 % de sa demande d’énergie. En comparaison, la Bosnie s’est classée première avec une exportation nette de 35 %, suivie de la Bulgarie (31 %) et de la République tchèque (24 %). En conséquence, la Suède, qui au premier semestre était le deuxième exportateur net avec 16 % de la demande, est tombée à la quatrième place au second semestre, malgré des exportations nettes en hausse à 23 % de la demande.

L’Italie est restée le plus grand importateur net au cours des six derniers mois de 2021, s’approvisionnant à l’extérieur du pays à hauteur de 20 TWh, dont 9,4 TWh en provenance de Suisse et 7,5 TWh de France.

La Grande-Bretagne est restée le deuxième importateur net d’Europe, enregistrant une importation nette de 12,9 TWh, en légère hausse par rapport aux 12,3 TWh du semestre précédent. Ces importations provenaient principalement de France (6,05 TWh), des Pays-Bas (3,47 TWh) et de la Belgique (3,41 TWh). La capacité d’importation potentielle en Grande-Bretagne a augmenté de 1,4 GW avec la mise en service du North Sea Link (NSL) le 1er octobre. Il s’agit de la première liaison directe avec la Norvège, qui produit la grande majorité de son électricité à partir de l’énergie hydraulique et est donc moins sensible aux prix du carbone (EU ETS). Ces prix ont considérablement augmenté, passant de 57,81 €/tec le 1er juillet à 79,39 €/tec le 31 décembre, ce qui signifie que les pays dont le mélange de combustibles est moins riche en carbone bénéficient d’une électricité relativement moins chère et qu’il y a une probabilité accrue d’exportations vers d’autres pays où les prix sont plus élevés.

« Depuis le début de son exploitation, la tendance générale sur NSL a été l’exportation de la Norvège vers la Grande-Bretagne à capacité maximale, poursuit Jean-Paul Harreman. Les importations de Norvège en provenance de Grande-Bretagne n’ont été observées que 12 jours au cours des trois premiers mois de fonctionnement (généralement pendant la nuit). À l’origine, il était prévu que la NSL fonctionne à demi-capacité pendant le premier mois. Toutefois, cette restriction s’est poursuivie depuis, car Statnett, l’opérateur de transmission norvégien, a déclaré que les contraintes autour de la station d’interconnexion l’empêchaient d’exporter plus de 700 MW. Cette situation survient à un moment où les réserves hydroélectriques de la Norvège sont relativement faibles, tandis que les marchés de l’énergie en Europe sont soumis à des tensions dues à des prix de gros élevés ». Une réduction supplémentaire de la capacité d’importation prévue a été subie en Grande-Bretagne après qu’un incendie à la station de conversion IFA 1 de National Grid le 15 septembre ait mis hors service un bipôle de 1 GW jusqu’en octobre, l’autre étant toujours hors service, ce qui explique en partie la réduction des volumes d’importation et d’exportation français au cours du dernier trimestre. La capacité totale de 2 GW sur IFA 1 devrait être rétablie d’ici le 28 mars 2022.

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