Le prix du carbone en Corée du Sud dépasse 30 000 wons et pèse sur les centrales à charbon

Le prix des quotas d'émission en Corée du Sud est passé au-dessus de 30 000 wons, un seuil à partir duquel la production au charbon commence à perdre l'avantage de coût qui a soutenu sa place dans le mix électrique du pays. Hans Economy rapporte que la pression va s'accentuer : durant la quatrième période de planification du marché national du carbone (K-ETS), la part des quotas alloués à titre onéreux dans le secteur électrique augmentera par paliers.

Le coût du carbone frappe d'abord le charbon

Le mécanisme est simple. Les centrales au charbon rejettent nettement plus de dioxyde de carbone par unité d'électricité que les unités au gaz, de sorte que toute hausse du prix des quotas creuse l'écart de coût carbone entre les deux technologies. Comme les centrales sont appelées selon leur coût variable, un prix du carbone suffisamment élevé fait reculer le charbon dans l'ordre de mérite et progresser le gaz. Au-dessus de 30 000 wons, selon Hans Economy, cette pression sur la compétitivité du charbon est déjà perceptible.

Le signal de réduction de la production au charbon est sans ambiguïté, écrit la publication. La difficulté porte sur ce qui le remplacera, et à quel prix.

L'allocation payante augmente lors de la quatrième période

Dans le K-ETS, les entreprises couvertes reçoivent une partie de leurs quotas gratuitement et doivent acheter le reste. Pour les producteurs d'électricité, la part à payer doit augmenter par paliers durant la quatrième période de planification. Concrètement, une fraction croissante de chaque tonne émise devient une sortie de trésorerie plutôt qu'un droit gratuit, et le prix du carbone entre directement dans le coût d'exploitation.

• un volume plus important de quotas acheté au prix du marché plutôt que reçu gratuitement ;
• une dépense carbone intégrée au coût variable de chaque mégawattheure produit au charbon ;
• une exposition accrue des résultats des producteurs aux variations du prix des quotas ;
• une incitation renforcée à reporter la charge vers des installations moins émettrices, là où la capacité le permet.

Les deux facteurs se cumulent : le prix à la tonne monte, et le nombre de tonnes à payer monte également.

Le substitut n'est pas bon marché non plus

Le remplacement évident de la base charbon est le gaz naturel liquéfié, mais Hans Economy souligne que les prix du GNL ont eux aussi augmenté : changer de combustible ne réduit donc pas automatiquement le coût de production. La Corée du Sud importe la quasi-totalité de ces deux combustibles, et un basculement durable du charbon vers le gaz déplacerait les volumes d'achat des fournisseurs de charbon vapeur vers ceux de GNL, sans réduire la dépendance du pays aux importations.

Le combustible ne constitue pas toute la facture. La transition exige aussi des investissements dans les systèmes de stockage d'énergie (ESS) et dans le réseau de transport, rapporte la publication, car un mix davantage adossé au gaz et aux renouvelables réclame une flexibilité et une capacité de réseau dont le parc charbon n'avait pas besoin.

La question en suspens : qui paie

Hans Economy présente le coût du remplacement comme le point non tranché : le signal-prix fonctionne, mais la facture de la substitution — combustible, stockage, réseaux — n'a pas de payeur désigné. Les candidats sont les marges des producteurs, les tarifs d'électricité acquittés par l'industrie et les ménages, et le budget public.

Pour les acteurs du marché, les variables à suivre sont la trajectoire du prix des quotas au-dessus de 30 000 wons, le rythme de hausse de l'allocation payante durant la quatrième période de planification, les conditions d'approvisionnement en GNL et le calendrier de construction du stockage et du réseau. C'est de là que dépendront la vitesse à laquelle les capacités charbon passeront de l'exploitation à la réserve et la part de la demande énergétique importée par la Corée qui basculera du charbon vers le gaz.