D’après pv magazine International
Selon le cabinet d’analyse Wood Mackenzie, la crise au Moyen-Orient crée une fracture entre gagnants et perdants sur les marchés mondiaux de l’électricité. La dernière étude du cabinet, The Great Power Divide, analyse l’impact de la crise sur 13 marchés électriques majeurs : le Brésil, la Chine, la France, l’Allemagne, l’Inde, l’Italie, le Japon, la Corée du Sud, l’Espagne, la Thaïlande, les États-Unis, le Royaume-Uni et le Vietnam. Depuis le début du conflit, les prix spot du GNL en Asie ont bondi de 94 %, tandis que les prix du charbon ont augmenté de 17 % à 31 %.
Wood Mackenzie constate que les pays les plus dépendants des importations de combustibles sont aussi ceux qui font face aux plus fortes hausses de coûts et aux risques de tensions d’approvisionnement. Le Japon est le marché le plus exposé parmi ceux étudiés, avec 64 % de sa production électrique dépendante du charbon et du gaz importés, suivi par la Corée du Sud (56 %) et l’Italie (47 %).
À l’inverse, les États-Unis et le Brésil présentent une vulnérabilité très faible, de l’ordre de 0 à 1 %. Avec la Chine et l’Inde, ces pays apparaissent mieux protégés grâce à leurs ressources domestiques en énergies fossiles et renouvelables, notamment au Brésil, où le mix électrique est largement dominé par l’hydroélectricité.
Interrogé par pv magazine sur la capacité des énergies renouvelables à atténuer la situation dans les pays les plus touchés, Xizhou Zhou, vice-président exécutif et responsable mondial des activités électricité et renouvelables chez Wood Mackenzie, souligne que les investissements dans les capacités non fossiles mettent du temps à se traduire par des changements significatifs dans le mix énergétique. « Par exemple, après une décennie de croissance spectaculaire des renouvelables, la Chine produit encore 56 % de son électricité à partir du charbon et du gaz, contre 68 % en 2015 », explique Xizhou Zhou.
Il ajoute que, si les renouvelables constituent une partie importante de la solution, plusieurs marchés étudiés — comme le Japon, la Corée du Sud et l’Allemagne — disposent ou disposaient de parcs nucléaires importants capables d’amortir les chocs liés aux marchés des combustibles fossiles. « L’Allemagne a choisi de fermer l’ensemble de ses centrales nucléaires. Le Japon peine encore à redémarrer les réacteurs arrêtés après Fukushima, et les précédents gouvernements sud-coréens prévoyaient également une sortie du nucléaire, même si l’actuel exécutif y est nettement plus favorable », précise Xizhou Zhou.
Xizhou Zhou souligne également que la gestion de la demande ne doit pas être sous-estimée. « Après l’accident de Fukushima, le Japon a arrêté l’ensemble de son parc nucléaire, qui produisait 30 % de son électricité. Le charbon et le gaz ont été mobilisés pour compenser, mais des mesures de gestion de la demande ont aussi été mises en place, comme l’acceptation des chemises à manches courtes au travail en été pour limiter l’usage de la climatisation, et la consommation d’électricité n’est jamais revenue à son niveau d’avant Fukushima », explique Xizhou Zhou.
L’analyse de Wood Mackenzie indique par ailleurs que, dans son scénario central, le coût moyen de production devrait augmenter d’environ 2,30 dollars/MWh (2,10 €/MWh) sur les 13 marchés étudiés, en supposant une détente géopolitique au second semestre 2026. Dans un scénario de prix élevés persistants, ces coûts augmenteraient en moyenne de 26 %, soit environ 8,30 dollars/MWh (7,60 €/MWh). Pour les marchés les plus touchés, les coûts moyens de production atteindraient 22,40 dollars/MWh (environ 20,50 €/MWh) en Italie, 17,00 dollars/MWh (environ 15,60 €/MWh) au Japon et 14,40 dollars/MWh (environ 13,20 €/MWh) en Corée du Sud.
Allen Wang, vice-président et responsable de la recherche électricité et renouvelables pour la région Asie-Pacifique chez Wood Mackenzie, estime que ces hausses de coûts poseront des défis politiques majeurs, obligeant les gouvernements et les énergéticiens à arbitrer entre mécanismes de soutien financier, interventions réglementaires et ajustements des tarifs pour les consommateurs. « Dans les économies émergentes aux marges budgétaires limitées, la hausse des coûts des combustibles accroît également les risques sur la fiabilité des systèmes électriques, car il devient plus difficile de sécuriser des approvisionnements supplémentaires en période de tension sur les marchés », conclut le spécialiste.
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