Débat : Pour une juste estimation du coût du « tout renouvelable »

Construction d’une éolienne. Shutterstock

En France, comme dans le monde, beaucoup envisage désormais un futur reposant sur les énergies renouvelables et excluant le nucléaire. La cause serait entendue car la production d’électricité grâce à l’atome serait définitivement devenue non compétitive en coût. Ce point de vue a été notamment défendu dans The Conversation avec un article de l’Ademe s’appuyant sur une étude récente. À tort.

Comme le résume David Marchal dans cet article publié en décembre 2018 :

« la place très prépondérante des énergies renouvelables (ENR) dans le système électrique français (85 % en 2050, 95 % en 2060) est sans appel […] et le nucléaire de nouvelle génération (type EPR) n’apparaît pas compétitif. »

Cette affirmation repose sur les résultats d’un exercice technico-économique basé sur le modèle « Crystal Super Grid » de la société de conseil Artelys. Très complet et détaillé, il optimise au moindre coût les choix d’investissement et d’exploitation heure par heure du système électrique français entre 2020 et 2060.

Pourtant, quatre modèles comparables convergent pour trouver des résultats très différents. Appliqués sur un cas similaire au système français, dans son contexte européen et avec des hypothèses de coût voisines, ils ont été développés par différentes équipes de chercheurs : au DIW de Berlin, à l’OCDE, au MIT et à l’Université Dauphine.

Dans leurs travaux, le nouveau nucléaire (EPR), même cher, bat économiquement les ENR qui n’occuperaient alors à terme qu’une part très limitée du mix électrique.

Comment s’explique cette divergence ?

Ce que disent d’autres modèles robustes

Les quatre modèles cités testent chacun un scénario dans lequel les énergies renouvelables se développent uniquement par le marché, c’est-à-dire sans dispositifs d’appui et d’aide assurés par l’État et garantissant les revenus des investisseurs, et dont le coût est financé par une taxe sur les consommations d’électricité. Elles restent dans un tel cas confinées à une part de production modeste, de l’ordre de 10 %.

En effet, à partir de ce niveau, la rémunération des ENR à apports variables retirée des marchés électriques ne permet plus de couvrir les coûts d’investissement. Cette part ne grimpe que de moitié, soit à environ 15 %, en prenant en compte le développement des stockages et du pilotage de la demande, moyens qui permettent de rehausser la valeur économique par des arbitrages entre périodes de prix bas dus à des productions abondantes d’ENR et périodes de prix élevés dus à des faibles productions.

Il s’ensuit que le nouveau nucléaire (EPR), même à un coût de 4 000 €/kW et un prix de revient de 75-80 €/MWh, domine le mix électrique à l’horizon 2050 : de 70 à 75 % dans le modèle de Dauphine ; 60 à 65 % dans le modèle de l’OCDE et celui du MIT quand la part des ENR est de 10 %.

La raison en est simple : la rémunération que toute nouvelle centrale dite « pilotable » – comprendre qui peut fonctionner au moment où on le commande et quelle que soit l’heure de l’année – retire des marchés est suffisamment haute pour permettre de recouvrir des coûts fixes très élevés et d’assurer ainsi la rentabilité des investissements.

Dit autrement, les ENR que sont le vent et le soleil ne parviennent pas à évincer le nouveau nucléaire, même cher, car la valeur économique de l’énergie et des services qu’elles produisent ne supporte pas la compétition avec celle de centrales pilotables qui peuvent produire à pleine puissance toute l’année.

Le phénomène est facile à comprendre : puisque leur production varie en fonction des variations météorologiques, les productions des ENR ne suivent pas celles de la demande horaire. Or, comme l’électricité ne se stocke pas, la valeur économique de l’électricité est justement déterminée par la tension entre l’offre et la demande à chaque heure.


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Si, par la force des choses, les producteurs d’ENR ont beaucoup d’électricité à vendre en période faste par rapport à la demande horaire, leurs offres combinées font inévitablement baisser le prix des marchés horaires qui les rémunèrent et donc la valeur économique de leurs équipements. C’est un phénomène désormais bien connu des économistes de l’énergie.

Cette baisse de la valeur de l’électricité produite devient spectaculaire quand on « pousse » le développement des ENR par des dispositifs de soutien et quand les capacités installées en éoliennes et en panneaux photovoltaïques dépassent la puissance demandée en pointe. Prenons l’exemple des capacités allemandes actuelles en éoliennes et panneaux photovoltaïques (40,7 GW d’éolien et 49,6 GW de solaire). Elles se rapprochent de la demande de pointe qui est de 100 GW environ. Et bien, on observe en Allemagne des épisodes de prix nul, voire négatif, de plus en plus fréquents.

Ce phénomène de baisse de valeur des capacités ENR est bien présent dans les simulations réalisées par les modèles précités. Ainsi, dans celui de l’OCDE, le prix moyen annuel diminue au fur et à mesure du renforcement de l’objectif de cible de parts d’énergies renouvelables à atteindre. Les prix sont nuls sur un nombre d’heures croissant : 1 000h/an quand la part de production d’EnRv atteint 50 %, et de 3 000 à 3 800h/an avec 80 % de production d’EnRv (rappelons qu’il y a 8 760 heures dans une année).

C’est cette chute de la valeur économique de chaque nouvelle centrale ENR qui explique l’arrêt des investissements dans les technologies à apports variables quand leur part dans la production totale atteint les 10 et 15 % mentionnés plus haut. En corollaire, les capacités non intermittentes se développent à des niveaux élevés, par exemple, selon le modèle de l’OCDE, 65 % de nucléaire avec 49 GW de capacité pour une demande stable.

En d’autres termes, il ne faut pas confondre prix de revient et prix de marché. Le prix de revient des ENR peut être bas, et même de plus en plus bas à l’avenir, sans qu’elles soient pour autant rentables, leur déploiement massif se soldant par des prix de marché de plus en plus faibles.

Les consommateurs paieront

Pour qu’elles se développent au-delà de la dizaine de pour cent, il convient donc de subventionner les ENR par des dispositifs d’aide garantissant le revenu par MWh produit (ce qui se fait par les tarifs d’achat ou par des contrats versant une prime ajoutée à la rémunération par le marché horaire) ; et ce alors même que leur prix de revient moyen par MWh est bas. Dès lors que l’on maintient ces dispositifs pour permettre aux ENR de monter de 85 à 95 % de la production totale du système, le nucléaire voit logiquement sa part décroître. Dans l’exercice de l’OCDE et dans celui du MIT, sa production s’annule lorsque les ENR atteignent 55 %.

Ce type de politique se traduira pour les consommateurs par un surcoût croissant en comparaison d’un scénario sans forçage. Dans les modèles de l’OCDE et du MIT, le surcoût est de l’ordre de 25 à 35 % pour un système avec 50 % de part de production d’ENR par rapport au mix économiquement optimal ; puis il monte à 75 % environ pour une part de 75 à 80 % d’ENR.

Il faudra bien que les consommateurs paient ces dispositifs d’appui, par exemple par le paiement d’une surtaxe par MWh vendu. Celle-ci devient vite très élevée au point qu’elle pourrait ne pas laisser insensibles de nouveaux « gilets jaunes » dans quelques années… En Allemagne, où la part de production pour les ENR se situe à 28 %, elle est déjà de 70 €/MWh, soit un montant plus élevé que le prix de marché auquel elle s’ajoute. En France la partie de la taxe qui est consacrée au financement des ENR n’est encore que de 10€/MWh pour une part d’ENR de 9 %.

La recette critiquable de l’Ademe

Dans les scénarios de l’Ademe, les ENR atteignent pourtant sans forçage 85 % de part de production en 2050 et 95 % en 2060 et le nouveau nucléaire ne se développe aucunement. Ce alors même que le modèle prévoit que le parc électrique français en 2050 compte 95 GW d’éolien et 80 GW de photovoltaïque en face d’une demande de pointe de 100 à 110 GW en 2050-2060, des niveaux qui devraient donc faire effondrer les prix, comme expliqué plus haut.

Comment est-ce possible ?

Ces résultats surprenants de l’Ademe s’expliquent par des hypothèses extrêmes concernant plusieurs éléments du système électrique et son environnement. Elles permettent que soit maintenue la valeur économique des productions variables des ENR au fur et à mesure de leur développement. Dans les autres modèles, cette valeur plonge très vite car ils ne contiennent pas ces hypothèses hétérodoxes.

Parmi elles, citons :

  • une flexibilité gigantesque dans le système : des demandes effaçables à très grande échelle, c’est-à-dire d’interruption immédiate de la consommation dans tous les usages. Elles conduisent à un total de 60 GW, au bas mot, sur une demande totale de 100-110 GW en pointe,

  • des importations/exportations miraculeusement alignées sur les besoins d’équilibrage du système français, avec comme levier un triplement des lignes d’interconnexion avec les pays voisins ; un essor qui ne tient aucun compte des énormes contraintes d’acceptabilité des lignes à haute tension,

  • le développement téléguidé d’usages baroques de l’électricité pour absorber les surplus : production de chaleur industrielle, d’hydrogène industriel et d’hydrogène pour des véhicules spécialisés, ou encore d’hydrogène pour produire du méthane concurrent du gaz naturel et du biométhane promu par ailleurs.

Ce sont ces hypothèses extrêmes et quelques autres qui permettent de « sauver » le soldat ENR de la noyade économique et de dégager du même coup le nucléaire. Il faut beaucoup de « si » pour que tout l’environnement du système de production électrique se façonne comme le souhaite l’Ademe. En réalité, il faudrait un planificateur d’une d’autorité considérable pour l’imposer. Il faudrait également que se développe un système numérique de surveillance orwellienne de tous les consommateurs qui, tel Big Brother, commanderait à distance et chaque heure les consommations de presque tous les agents en fonction des variations météorologiques et des variations de prix associés.

Au bout du compte, on ne peut que regretter le mauvais usage du raisonnement économique par l’équipe de l’Ademe. Une démarche rigoureuse et non partisane aurait au moins impliqué que soit testé l’effet de ces hypothèses originales seules ou combinées sur les résultats. On peut le regretter car si on décide de faire toute la place aux renouvelables intermittentes comme le propose l’Ademe, cela devrait coûter cher à la France par rapport à un futur raisonnable où toutes les options bas carbone, nouveau nucléaire y compris, auraient concouru sur un pied d’égalité économique.