Jean Fluchère, qui fut notamment délégué régional d’EDF, propose ce texte sur les coûts comparés des différents moyens de production. Il rappelle que cette étude s’appuie sur :
- Les coûts de référence de la Direction Générale de l’Energie et du Climat (DGEC) du MEDD de 2008,
- Le Rapport « Energies 2050 » du Centre d’Analyse Stratégique,
- La contribution de l’Union Française de l’Electricité (UFE) au débat sur la transition énergétique,
- Le rapport 2012 de la Cour des Comptes sur les coûts du nucléaire,
- Le rapport 2013 de la Cour des Comptes sur les coûts des énergies renouvelables. Tous ces documents sont accessibles sur internet
SOMMAIRE
2 – Coûts des différents moyens de production……………………………………………………….…Page 5
- 2 – 1 – Coûts complets des moyens centralisés. …………………………………………….Page 6
- 2 – 2- Coûts complets des moyens décentralisés. …………………………………………..Page 9
- 2 – 3 – Valeur ajoutée sur le territoire national par chacun des moyens de production. ……………………………………………………………………………………………………………………..Page 12
- 2 – 4 – Coûts d’indifférence des EnR électriques intermittentes et aléatoires…Page 14
3 – Coûts du MWh suivant les scénarii retenus par le rapport « Energies 2050 » du Centre d’Analyse stratégique (CAS) et l’Union Française des Electriciens……………………………….Page 15
4 – Impacts de ces scénarii sur la facture énergétique de la France…………………………… Page 23
5 – Impacts sur les emplois de la filière énergie. ………………………………………………………..Page 24
6 – Impact sur les émissions de gaz carbonique…………………………………………………………. Page 26
7 – Impacts sur les agrégats macro-économiques……………………………………………………….Page 27
1 – Préambule.
Il est nécessaire, en préambule, de rappeler que :
– Les prix futurs de l’électricité représentent un enjeu majeur pour l’économie française.
– En 2014, les consommateurs domestiques allemands et les entreprises allemandes non exposées à la concurrence internationale, paient leur électricité 2,5 fois le prix moyen français en incluant la taxe sur les énergies électriques renouvelables (EEG) qui d’élève à 62 € par MWh. Le coût total supplémentaire induit par les EnR sera en Allemagne de 23 milliards d’€ en 2014 ! L’Allemagne a dépensé plus de 100 milliards d’euros dans ses investissements pour les EnR depuis 2000 et va dépenser encore 200 milliards d’euros d’ici 2030.
– Les préoccupations de la population française sont difficiles à percevoir si elle n’est pas informée, comme cela est le cas à ce jour, du coût des différentes options proposées par la puissance publique. Il est certain qu’une information claire permettrait d’opérer des choix acceptés et non subis. Mais il est vraisemblable qu’en ayant connaissance des augmentations substantielles des prix de l’électricité en fonction des options choisies, elle en écarterait certaines.
– La seule approche des coûts de production des différentes filières est insuffisante. Il convient de prendre en compte les services rendus par chaque moyen afin d’établir une comparaison portant à la fois sur le coût et sur la nature du produit (production maîtrisée ou intermittente).
La politique énergétique doit préserver ses filières d’excellence. A ce sujet, il est utile de rappeler que le marché des équipements et services du nucléaire représente un solde exportateur de 6 milliards d’€ en 2013.
SYNTHESE[1]
2 – Coûts des moyens de production
2- 1 Les coûts de production des moyens centralisés mobilisables en fonction de la consommation et assurant les services réseaux (fréquence-tension) sont, s’ils fonctionnent en base, respectivement de :
- 55 €/MWh pour le nucléaire en prolongation d’exploitation et de 110 €/MWh pour l’EPR tête de série (y compris les constitutions des provisions de fin de cycle des combustibles et de déconstruction)
- 140 €/MWh pour les centrales à cycle combiné au gaz et 160 €/MWh pour les centrales thermiques au charbon en prenant un coût de la tonne de CO2 égal à 50 €.
En semi-base, les centrales à cycle combiné au gaz produisent le MWh le meilleur marché au cours actuel du gaz presque à égalité avec le MWh charbon.
2- 2 Les moyens de production renouvelables aléatoires et intermittents, n’assurant pas les services réseaux, présentent les coûts suivants :
- 90 €/MWh pour l’éolien terrestre,
- 108 €/MWh pour l’électricité produite à partir de la biomasse,
- 220 €/MWh pour l’éolien marin,
- 240 à 300 €/MWh pour l’électricité photovoltaïque.
Néanmoins, les coûts de ces moyens de production ne sont pas comparables à ceux des moyens centralisés mobilisables en fonction de la consommation. Pour le faire, il faudrait ajouter les coûts des moyens centralisés venant pallier les aléas et intermittences. Ainsi, si l’on veut garantir 1 MW sur 8 000 heures en y adjoignant 1 MW de cycle combiné à gaz pour avoir 1 MW garanti, cela donne en ordre de grandeur : Eolien terrestre 192 € par MWh, Eolien marin : 295 € par MWh, Photovoltaïque avec tracker : 375 €/MWh. Ces chiffres coupent court au débat sur la parité réseau qui n’a jamais eu aucun sens puisque la seule comparaison valable concerne le coût de production du MWh garanti.
Le coût des petites centrales hydro-électriques
Le coût de production des nouvelles petites centrales hydro-électriques au fil de l’eau n’est pas mentionné en raison de la quasi-impossibilité de réaliser de tels ouvrages dans l’avenir sur nos cours d’eau partout protégés.
2 – 3 L’approche par la valeur ajoutée, c’est-à-dire par le nombre d’emplois salariés en France, donnent les résultats suivants pour les moyens mobilisables en fonction de la consommation :
- 110 €/MWh pour l’EPR tête de série, 55 €/ MWh pour le nucléaire en prolongation d’exploitation, 50 €/MWh pour les centrales au charbon et 30 €/MWh pour les centrales à cycle combiné à gaz si elles sont construites avec des matériels français, pour ces deux dernières.
- Pour les renouvelables, on trouve dans l’ordre, l’éolien marin à 220 €/MWh si les machines sont fabriquées en France, 108 €/MWh pour les centrales à biomasse, 90 €/MWh pour l’éolien terrestre si les machines sont construites en France ou bien 14 €/MWh, 60 €/MWh pour le photovoltaïque avec des panneaux achetés dans le sud-est asiatique.
2 – 4 L’approche des renouvelables par le coût d’indifférence c’est-à-dire les économies de combustibles (y compris les externalités) donnent les résultats suivants :
- 8 €/MWh pendant 75 % du temps de l’année,
- 110 €/MWh pendant 25 % du temps.
3 – Coûts moyens des MWh produits donnés par le rapport « Energies 2050 » du Centre d’Analyse Stratégique (CAS) et l’Union Française de l’Electricité (UFE).
- Les coûts de production vont de 55 €/MWh si l’on prolonge l’exploitation des unités nucléaires actuelles, à 100 €/MWh en cas de tendance à la sortie du nucléaire. Ce dernier coût est largement sous-estimé car la CSPE est prise égale à 24 €/MWh dans les simulations de sortie du nucléaire alors qu’elle devrait être proche de 70 €/MWh ce qui porterait ce chiffre à environ 150 €/MWh.
- Les coûts du MWh pour les clients résidentiels seraient dans la fourchette :
126 €/MWh (150 en rectifiant la CSPE) à 211 €/MWh (260 en rectifiant la CSPE).
- Les coûts du MWh pour les entreprises seraient dans la fourchette :
78 €/MWh (108 avec CSPE rectifiée) à 148 €/MWh (198 avec CSPE rectifiée).
4 – Impacts de ces scénarii sur la facture énergétique de la France.
Les chiffres donnés par le CAS vont de 0 en cas de maintien du nucléaire à un supplément d’importations de gaz, pétrole et charbon de 30 milliards d’€ au cours de ces énergies en 2011.
5 – Impacts sur les emplois de la filière énergie.
L’étude faite par le CAS sur la base des destructions d’emplois dans l’électronucléaire dont on connaît bien le nombre et la création hypothétique des emplois dans le renouvelables donnée par le syndicat des énergies renouvelables fait apparaître une certaine compensation. Les emplois gagnés compenseraient les emplois perdus.
Néanmoins pour l’économie nationale, il n’est pas indifférent de remplacer des emplois de l’économie marchande par des emplois subventionnés.
6 – Impact sur les émissions de gaz carbonique.
Le CAS et l’UFE donnent un accroissement de 100 Millions de tonnes de CO2 pour le secteur de la production d’électricité entre une prolongation d’exploitation du nucléaire et une sortie.
7 – Impacts sur les agrégats macro-économiques.
Le CAS a fait une étude dont il ressort que la sortie du nucléaire pourrait amener une perte de 1 % sur le pouvoir d’achat des ménages et une perte de 0,9 % sur le PIB.
En conclusion cette fiche confirme la position du Centre d’Analyse Stratégique : le scénario le plus intéressant dans tous les domaines pour le France reste, dans tous les cas, la prolongation d’exploitation du parc actuel si la sûreté nucléaire est satisfaisante pour l’ASN.
2 – Coûts des différents moyens de production
Les coûts des différents moyens de production sont repris à partir du rapport de l’Union Française de l’Electricité rédigé comme contribution au débat sur la transition énergétique, du « rapport Energies 2050 » du Centre d’Analyse stratégique, tous deux réalisés en 2011 et rendus publics en 2012, enfin du document sur les Coûts de Référence des différents moyens de production d’électricité réalisé en 2008 par la Direction de l’Energie et du Climat (DGEC) pour servir de base à la Programmation Pluriannuelle des Investissements parue en 2009. Dans le respect de la loi de février 2000 sur l’ouverture du marché de l’électricité à la concurrence, ces deux derniers documents auraient dû être actualisés en 2011 et 2012.
Cependant, comme indiqué en 1, les comparaisons des coûts des différents moyens de production présentent des insuffisances pour plusieurs raisons :
– Lorsqu’il s’agit de production thermique, le coût variable lié aux combustibles représente un poids significatif sur nos importations. Les masses financières mises en jeu sont importantes et, surtout, elles échappent à l’économie de la zone euro. Si elles avaient été injectées dans l’économie circulaire de la zone euro, la France aurait tôt ou tard profité de cette mise en jeu. Cela n’est pas le cas. Les fortes sommes nécessaires aux approvisionnements de tous les pays de la zone euro partent à l’extérieur et constituent une véritable hémorragie financière. Cet appauvrissement se traduit par une augmentation des dettes souveraines et un accroissement du chômage.
– Les charges liées aux capitaux investis ne correspondent pas toujours à des achats de matériels fabriqués en France, ni même dans la zone euro. C’est le cas, notamment, des panneaux photovoltaïques qui, pour la majeure partie sont fabriqués en Asie.
– Les coûts de production des moyens disponibles à l’appel et des moyens aléatoires ne sont pas réellement comparés. Tout simplement parce que l’on met sur le même plan des outils mobilisables en fonction des besoins du réseau et des moyens fatals qui produisent en fonction de la vitesse du vent, de l’ensoleillement, de l’écoulement de l’eau pour les centrales au hydro-électriques au fil de l’eau.
– La comparaison la plus juste que l’on puisse faire entre production EnR et moyens mobilisables à la demande déjà construits est le coût d’indifférence lié à la consommation de combustible. Dit autrement, le MWh EnR permet d’économiser le coût du combustible marginal et de ses impacts environnementaux, au moment où il est produit. Cela peut être du gaz, lorsque des centrales à cycles combinés au gaz sont appelées sur le réseau, du charbon, et, dans ces deux cas, du coût des émissions de gaz à effet de serre qui en résultent ou tout simplement le coût du combustible nucléaire et de traitement des déchets radioactifs.
– Les investissements à consentir en EnR pour produire un MWh sont sans commune mesure avec les investissements à consentir pour produire un MWh par des moyens thermiques fossiles ou nucléaires. En effet, un MW crête en photovoltaïque produit 1 000 MWh par an, un MW éolien produit 1 800 MWh par an en prenant un taux de production équivalent pleine puissance de 2 000 heures tandis qu’un MW de thermique classique ou nucléaire produit 7 000 MWh par an en prenant un taux de charge de 80 % du temps et au moment où la consommation l’exige.
– Les EnR n’assurent pas les services réseaux en termes de tenue de fréquence et de tension, services qui ont un coût et ne sont pas chiffrés dans les valeurs prises par l’UFE.
Aussi dans cette note, on présentera parallèlement aux coûts de production, la valeur ajoutée en France qui indique clairement la séparation entre les différents moyens de production du point de vue des dépenses d’importation et des emplois sur le territoirefrançais[2]. Cette approche estsouvent plus pertinente que celle des coûts de production ainsi que les coûts d’indifférence des EnR pour les consommateurs qui seront également présentés.
2.1 – Les coûts pour chaque filière en 2030 vus depuis 2011
MOYENS CENTRALISES
| Nucléaire actuel | EPR de série | Cycle combiné au gaz | Centrale à charbon pulvérisé avec traitement des fumées (hors captage-stockage du CO2) CPTF | |
| Durée d’exploitationAnnées | 60 | 25 | 35 (amortissement comptable) | |
| Puissance unitaireMWe | 1630 | 450 | 900 | |
| Durée annuelle d’utilisation à l’équivalent pleine puissance en heures | 7 000 | 8 000 | 5 000 | 5 000 |
| Rendement % | 36,2 | 57 | 45 | |
| Cours actuel du combustible | 60 €/kg d’U3O8 | 60 €/kg d’U3O8 | 8 €/MBtu | 95 €/t |
| Emissions de CO2Kg par MWh | 0 | 0 | 353 | 766 |
| Coût du CO2 €/t | 50 | 50 |
Tableau N°1 – Hypothèses retenues par la DGEC
Remarques :
L’amortissement comptable de l’EPR de série est prévu sur 40 ans.
Les durées d’utilisation des centrales à gaz et au charbon sont de 5000 heures à l’équivalent pleine puissance en raison des coûts de combustibles et des émissions de CO2.
Les cours actuels du charbon sont très bas en raison de l’abondance du charbon US sur les marchés liée à son remplacement aux USA par les gaz de schistes.
Le cours du gaz est en hausse contrebalancée par la hausse de l’euro face au dollar.
| Nucléaire actuelY compris les dépenses post-Fukushima | EPR de série | Cycle combiné au gaz | Centrale à charbon pulvérisé avec traitement des fumées (hors captage-stockage du CO2) CPTF | |
| Coûts fixes (investissements, impôts et taxes, fonction centrale, exploitation,) | 85 €/MWh | 30 €/MWh | 50 €/MWh | |
| Coûts variables (exploitation, combustibles, fin de cycle et déconstruction) | 22 €/MWh | 96 €/MWh | 72 €/MWh | |
| Coûts de retraitement ou de CO2[3] | 3 €/MWh | 14 €/MWh | 38 €/MWh | |
| Total en €/MWh | 55 €/MWh | 110 €/MWh | 140 €/MWh | 160 €/MWh |
TABLEAU N° 2 – LES COUTS DE PRODUCTION DES MOYENS CENTRALISES EN € 2011
A noter qu’au-delà d’un fonctionnement de 5 000 heures équivalent pleine puissance (hepp)/an, les centrales au charbon deviennent compétitives avec les CCG.
A l’heure actuelle, leur compétitivité est supérieure à celle des centrales au gaz en raison de la valeur dérisoire de la tonne de CO2.
La DGEC dans son étude 2008 sur les coûts de référence donnait le graphe ci-dessous dans lequel l’EPR est donné en base 100 et les autres par rapport à cette base :
Tableau N°3 – Résultats 2008 de la DGEC
Les nouveautés par rapport à ce graphe résultent essentiellement de l’augmentation du coût de série de l’EPR et de la baisse du cours du charbon mais sera-t-elle durable ?
Elle concluait : « Ainsi, avec les hypothèses centrales, le nucléaire est la filière la plus compétitive pour la production électrique en base.
Cet ordre de mérite reste vérifié avec des surcoûts d’investissements de 10 à 40%.
La compétitivité relative des moyens de production au gaz et au charbon est très sensible aux prix des combustibles et à la valorisation du CO2.
Avec les hypothèses centrales et hors prix du CO2, on constate que, pour une durée annuelle d’appel allant de 6 000 heures à 8760 heures (base), le moyen le plus compétitif est le nucléaire. Puis, dans l’intervalle 4 700 heures – 6 000 heures, le charbon présente le coût de production le plus faible. Enfin, pour des durées d’appel allant de 2 000 heures à 4 700 heures, l’option du CCG est la plus intéressante. »
Tableau N°4 DGEC – Choix des investissements à faire en fonction des durées d’appel
2 – 2 –Moyens de production décentralisés
On note que la structure des coûts des moyens de production décentralisés n’utilisant pas de combustible se caractérise par une part prépondérante relative à l’investissement et que le coût de référence présente ainsi une forte dépendance vis à vis du taux d’actualisation retenu, c’est à dire le coût du capital investi (emprunts) et de la rentabilité attendue de l’investissement. Cela est particulièrement vérifié pour l’éolien, le solaire photovoltaïque et l’hydro-électricité. En revanche, pour la cogénération au gaz naturel et la biomasse, c’est le poste relatif au combustible qui est prépondérant, représentant environ la moitié du coût complet de production avec une grande sensibilité aux évolutions des marchés afférents.
Caractéristiques techniques des installations retenues par le DGEC
Éolien terrestre : parc éolien de 15 machines de 4,5 MWe unitaires, durée de vie économique 20 ans, durée de fonctionnement à l’équivalent pleine puissance 2 000 hepp, coût de référence, 69 €/MWh
Eolien en mer : parc de 50 éoliennes de 8MWe unitaires, durée de vie 20 ans, durée de fonctionnement à l’équivalent pleine puissance 3 000 hepp coût de référence donnée par la DGEC 110 €/MWh pour la production + 20 € /MWh pour le raccordement et le transport.
La réalité de 2014 est que cette projection de coût faite par la DGEC est largement inférieure aux coûts des appels d’offres qui sont de l’ordre de 220 €/MWh A titre indicatif, les caractéristiques géométriques des éoliennes considérées sont précisées dans le tableau suivant
Pour les grandes installations photovoltaïques de l’ordre de 10 MWc avec système de suivi du soleil par tracker, on atteint 240 €/MWh. Ce qui signifie que pour les petites installations fixes intégrées au bâti, le coût devrait être supérieur à300 €/MWh. Pour la biomasse, les chiffres concernent des installations de 10 MWe unitaires.
Tableau N° 5 – Valeurs données par la DGEC
| Petite hydraulique au fil de’l’eau[4] | Eolien terrestre | Eolien marin | PV avec tracker | PV intégré au bâti | Biomasse | |
| Charges fixes | 50 | 76 | 180 | 180 | 250 | 30 |
| Charges variables d’exploitation | 12 | 14 | 40 | 60 | 50 | 20 |
| Charges variables de combustibles | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 58 |
| Total | 62 | 90 | 220 | 240 | 300 | 108 |
Tableau N° 6 – Valeurs retenues en 2014 avec le retour d’expérience
A noter que pour la biomasse, le transport des végétaux doit se faire sur de courtes distances, faute de quoi, les coûts deviennent prohibitifs et le gain énergétique discutable. Les valeurs concernant la cogénération ne sont pas reprises car il ne s’agit pas d’EnR.
Un point important à souligner : les panneaux photovoltaïques sont en grande majorité importés de Chine et ne font pas partie de la valeur ajoutée en France. Les éoliennes terrestres sont importées de l’UE.
Néanmoins, les coûts de ces moyens de production ne sont pas comparables à ceux des moyens centralisés mobilisables en fonction de la consommation. Pour le faire, il faut ajouter les coûts des moyens centralisés venant pallier les aléas et intermittences. Et l’on va trouver des coûts rehaussés. Si l’on veut avoir un MWe électrique garanti, il faut l’adosser sur un cycle combiné à gaz pendant 75 % du temps pour de l’éolien terrestre à 2000 hepp, 65 % du temps pour de l’éolien marin à 2 800 hepp et 90 % du temps pour du photovoltaïque qui produit 1 000 hepp par an.
Pour calculer les charges fixes correspondantes, il faut ajouter à la charge fixe de l’EnR et la charge fixe du CCG correspondant en considérant que le moyen EnR peut passer par une puissance nulle comme c’est déjà le cas pour le photovoltaïque toutes les nuits.
Le calcul des charges fixes donne:
Eolien terrestre 76 +30 = 106€ par MWe garanti.
Eolien marin en charges fixes 180 + X 30 = 210 € par MWe garanti
Pour le photovoltaïque avec tracker à 1 000 hepp par an cela donne : 240 + 30 = 270 €/MWe garanti.
Pour avoir le coût complet du MWh produit, il faut ajouter à cette charge fixe calculée les charges variables en proportion de la production des moyens EnR et de son complément en CCG.
Cela donne : coût du MWh produit sur 8 000 heures à la pleine puissance:
Eolien terrestre : 106+ 0,25 X 14 + 0,75 X 110 = 192 € par MWh.
Eolien marin: 210+ 0,35 X 40 + 0,65 X 110 = 295,5 € par MWh.
Photovoltaïque avec tracker: 270 + 0,1 X 60 + 0,9 X 110 = 375 € par MWh.
LES CHIFFRES DONNES PAR L’UNION FRANÇAISE DE L’ELECTRICITE
Le tableau N° 1 de l’Union Française de l’Electricité donne en euro 2011 les coûts de développement totaux des différentes filières en 2030. (Ces coûts sont à présent discutables mais les valeurs prises ne faussent pas les conclusions actuelles).Ces chiffres donnés en €2011 montrent une convergence avec ceux issus des coûts de référence de la DGEC et pris en compte dans les tableaux donnés ci-dessus.
Tableau N°7 – Valeurs données par l’UFE
2 – 3 -APPROCHE PAR LA VALEUR AJOUTEE OU, DIT AUTREMENT, PAR LE CONTENU EN EMPLOIS
L’approche par la valeur ajoutée réalisée sur le territoire français mesure le retour financier de la production d’électricité dans la collectivité. Cette approche donne une idée des emplois qu’une filière crée sur le territoire national.
A chaque étape on ajoute de la valeur.
Si l’on achète du gaz à l’étranger pour l’amener chez un client, la valeur ajoutée se résume aux activités portuaires, si c’est du GNL, et au transport par gazoduc. Elle est extrêmement faible.
Si l’on achète du minerai d’uranium, toutes les activités depuis la fluoration jusqu’au retraitement des combustibles usés, y compris la production électronucléaire, sont des activités réalisées en France par des spécialistes français. Dans ce cas, la chaîne de la valeur est très importante.
Mais cela ne suffit pas, encore faut-il que l’électricité produite soit la moins chère en coût complet.
On peut, par exemple, dire que si les panneaux photovoltaïques étaient fabriqués sur le territoire national, la chaîne de la valeur serait encore plus importante que pour le nucléaire. Sauf que l’électricité est produite à un coût 8 fois plus élevé que dans le nucléaire sans compter les centrales de soutien pour pallier l’intermittence. Il en va de même pour l’éolien marin. Dans ces cas, la chaîne de valeur revient à aider des emplois non marchands puisque l’électricité produite ne trouverait pas sa place sur le marché concurrentiel et que l’on est tenu de procéder par le biais économique de l’obligation d’achat pour qu’elle soit écoulée.
Pour les tranches au gaz et au charbon, c’est la valeur liée aux charges fixes car les combustibles sont importés et la valeur donnée au CO2 ne correspond pas à un travail réalisé mais au coût donné à une externalité. Soit respectivement 30 €/MWh et 50 €/MWh en supposant que ces installations sont réalisées dans les usines françaises.
Pour le nucléaire, c’est le coût complet du MWh déduction faite de nos importations d’uranium naturel sous forme d’U3O8 qui représentent un chiffre insignifiant de 300 millions d’€ par an. Tout le reste est réalisé sur le territoire national comme cela est calculé ci-dessous.
Le parc actuel consomme 1 200 tonnes par an de combustible enrichi soit à 5 % en uranium 235 soit en plutonium issu du retraitement et mélangé à de l’uranium appauvri en isotope 235 pour 500 tonnes. Il reste donc 700 tonnes enrichies à 5 % en uranium 235 pour le reste.
L’uranium naturel contient 0,7 % d’isotope 235. Il faut donc importer 4 900 tonnes d’U3O8.Le cours actuel est de 60€/kg donc très bas. Mais comme le montre le calcul ci-dessous, le doublement du cours n’aurait aucun impact sur le prix du MWh.
Nos importations coûtent donc 60 X 4 900. 103 = 0,294 milliard d’€/an. Dans le coût d’un MWh nucléaire, ces achats n’ont aucun poids. On peut donc dire que la valeur ajoutée du nucléaire est de 55 €/MWh pour le nucléaire existant et de 110 €/MWh pour l’EPR de série.
| Nucléaire existant | EPR de série | Cycle combiné à gaz | Centrale à charbon | |
| En €/MWh | 55 | 110 | 30 | 50 |
Tableau N° 8 – Valeur ajoutée par les moyens centralisés
Pour l’éolien terrestre, toutes les installations ont été importées, la valeur ajoutée est donc de 14 €/MWh. Elle serait de 60 €/MWh si les machines avaient été produites sur le territoire.
Pour l’éolien en mer, il apparait que les projets sont portés par des constructeurs et des électriciens nationaux. Pour le photovoltaïque, la très grande majorité des panneaux est fabriquée en Chine ce qui réduit la valeur ajoutée à la part variable.
| Hydraulique | Eolien terrestre | Eolien en mer | Grandes installations PV avec tracker | PV intégré au bâti | Centrales à biomasse | |
| €/MWh | 62 | 69 ou 14 | 220 | 60 | 50 | 108 |
Tableau N°9 – Valeur ajoutée par les moyens décentralisés
2 -4 – COUTS D’INDIFFERENCE DES MOYENS DECENTRALISES
Les coûts d’indifférence par la production d’un MWh correspondent au coût marginal du combustible évité et des nuisances correspondantes au moment où il est produit. Cette approche est rarement mise en avant alors qu’elle est de nature à éclairer les choix de décision. Dans le tableau ci-dessous, le coût de la tonne de CO2 est prise égale à 50 €, le coût du retraitement du combustible nucléaire et du conditionnement ultime des déchets radioactifs est pris égal à 8,5 €/MWh comme le donne le Rapport de la Cour des Comptes.
| Nucléaire marginal | Gaz | Charbon | |
| Combustible | 5 | 96 | 72 |
| Retraitement ou CO2 | 3 | 14 | 38 |
| Total en €/MWh | 8 | 110 | 110 |
Tableau N° 10 – Couts d’indifférence
Ce tableau fait ressortir que dans les périodes d’été, la production du photovoltaïque qui est marginale nucléaire ne permet d’économiser que 8 €/MWh alors qu’elle coûte aux consommateurs environ 300 €/MWh.
L’éolien, quand il est marginal nucléaire économise 8 €/MWh et coûte entre 69 et 220 €/MWh. En revanche l’éolien terrestre qui coûte 69 €/MWh permet d’économiser 110 €/MWh quand il est marginal gaz ou charbon tandis que l’éolien marin coûte fois plus cher que les économies qu’il permet de faire.
Une indication permet de dire que pendant 75 % du temps en France, la production marginale est nucléaire et hydro-électrique au fil de l’eau et en éclusées donc le coût d’indifférence est de 8 €/MWh.Pendant les 25 % du temps restant, la production est marginale charbon ou gaz soit un coût d’indifférence de 110 €/MWh. Ce rapport est lié au calcul des émissions en CO2 du MWh moyen en France
3 – COUT MOYEN DU MWh EN 2030
En fonction des choix opérés sur le bouquet des moyens de production d’ici 2030 et des coûts de production de chacun d’entreux, il va en résulter un coût moyen du MWh produit, un coût de transport et de distribution et une contribution au service public de l’électricité différente. Ce travail très important a été fait par le Centre d’Analyse Stratégique et l’Union Française de l’Electricité.
Ce sont les résultats qui seront repris dans cette fiche.
Le CAS prend cinq scénarii :
– Un prolongement de la durée d’exploitation du nucléaire actuellement en service,
– Un remplacement accéléré par des EPR,
– Un passage à 50 % de nucléaire,
– Une sortie du nucléaire et un remplacement par des EnR avec back-up partiel par des centrales themiques fossiles,
– Une sortie du nucléaire avec un remplacement par des énergies fossiles et des EnR.
Tableau N° 11 – Scénarii du rapport « Energies 2050 » du CAS
Dans la majorité des cas, la consommation annuelle d’énergie électrique atteint ou dépasse les 600 TWh. Ce chiffre semble faible si la France souhaite d’ici 2030 économiser 15 Mtep de combustibles fossiles et substituer de l’électricité à 15 autre Mtep de combustible carboné. C’est l’hypothèse retenue par Négatep qui approche alors les 800 TWh. A noter que les approches Global Chance et Négawatt qui visent légérement plus de 300 TWh de consommation d’électricité en 2030, sont des approches récessives qui induiraient un appauvrissement généralisé et une forte augmentation du chômage.
Compte tenu des capacités de production en heures à l’équivalent pleine puissance, les scénarii à forte composante EnR demandent des capacités de puissances installées très différentes. Par exemple, les scénarii de production de 350 TWh en 2030 contre une consommation actuelle de 500 TWh demandent suivant les auteurs une puissance installée de 150 à 225 GWe soit nettement plus que la puissance actuelle.
Tableau N°12 – Puissance installée en fonction des scénarii du CAS
Il en résulte des investissements à consentir en économies d’énergies et en moyens de production qui vont être très variables.Ils évoluent, suivant les auteurs, de 200 à 500 milliards d’€ à faire en 15 ans. Et ce sont naturellement les scénarii de sortie du nucléaire qui atteignent les chiffres les plus élevés. Ceci pose une question et induit deux remarques :
– Le pays a-t-il les capacités financières suffisantes pour aller jusqu’à des sommes de 30 milliards d’€ par an pour son parc de production électrique ?
– Les charges fixes en résultant augmentent considérablement le coût de production du MWh,
– La contribution au service public de l’électricité atteindra des sommets créant de plus en plus de précarité énergétique.
Tableau N°13 – Investissements à faire suivant les scénarii
Tableau N° 15 – Investissements à consentir d’après l’étude de l’UFE
Tableau N° 16 – Hypothèses faites par le CAS sur les prix du gaz et les coûts de production des centrales au gaz
Tableau N° 17 – Coûts unitaires de production, hors transport, distribution, CSPE et taxes diverses figurant sur les factures.
On peut noter que les écarts sont considérables allant du simple au double.
Le CAS a ensuite fait trois simulations :
– Coût du nucléaire haut et prix du gaz haut,
– Coût du nucléaire bas et prix du gaz haut,
– Coût du nucléaire bas et prix du gaz bas.
Tableau N° 18 – Coût du nucléaire haut et prix du gaz haut
Tableau N° 19 – Coût du nucléaire bas et prix du gaz haut
Tableau N° 20 – Coût du nucléaire bas et prix du gaz bas
Tableau N° 21- Tableau croisé reprenant tous les résultas de calculs de coût de production du MWh
Les prix de l’électricité aux particuliers et aux entreprises sont repris ci-dessous.
Tableau N° 22 – Prix de l’électricité distribuée aux particuliers et aux entreprises
Tableau N° 23 – Prix de l’électricité distribuée aux particuliers
Tableau N° 24 – Prix de l’électricité distribuée aux entreprises
On peut dire, dès à présent, que ces valeurs sont fausses par défaut en raison de l’augmentation fulgurante de la CSPE qui devrait déjà être en 2014 de 22,5 €/MWh.
Dans le scénario 20 %, la CSPE devrait être prise égale à 80 €/MWh au lieu des 24 €/MWh retenus. Les Allemands paienten 2014, 62 €/MWh.
4 – DEGRADATION DE LA FACTURE ENERGETIQUE
Le CAS a calculé ce que serait la dégradation de la facture énergétique de la France par rapport à la situation de 2011.
Tableau N° 25- Dégradation de la facture énergétique de la France. L’échelle des ordonnées est en milliards d’€/an. Pour mémoire, la facture actuelle est de l’ordre de 70 milliards d’€/an
5 – IMPACT SUR LES EMPLOIS DE LA FILIERE ENERGIE
Tableau N° 26 – Perte d’emplois dans le nucléaire en fonction des deux hypothèses, 50 % et sortie
Tableau N° 27 – Les emplois dans les filières EnR entre 2011 et 2020
Tableau N° 28 – Variations des emplois d’ici 2030 suivant les scénarii
La variation totale des emplois suivant les différents scénarii donnés par le CAS n’est pas très différente compte tenu des éléments fournis par les acteurs. Cependant les pertes d’emplois dans le nucléaire qui peuvent aller jusqu’à 60 000 sont des emplois très qualifiés et les gains d’emplois dans les EnR paraissent surestimés par rapport à la situation connue à ce jour. Par ailleurs, l’électronucléaire a un fort contenu en emplois permanents tandis que les EnR ont un contenu principalement concentré sur les phases d’installation.
Enfin le CAS compare des emplois du secteur marchand et des emplois subventionnés au travers de la CSPE. Ceci n’a pas le même effet sur l’économie nationale.
6 – LES EMISSIONS DE CO2
Compte tenu de leur impact sur le réchauffement climatique et des prix que peut atteindre le CO2 si une véritable politique de réduction des émissions est adoptée, il est très important de connaître les valeurs atteintes suivant les scénarii.
Tableau N° 29 – Evolutions des émissions de CO2 d’après les simulations du CAS
Une sortie du nucléaire s’accompagne d’une augmentation sustantielle des émissions de CO2 et auront un coût pour le pays.
Tableau N°30– Evolutions des émissions de CO2 d’après les simulations de l’UFE
7 – VARIATIONS DES AGREGATS MACROECONOMIQUES
Tableau N° 31 – Variations du PIB, de la consommation des ménages, des investissements, des importations et des exportations et enfin de l’emploi suivant les scénarii
[1] Les coûts donnés sont des coûts projetés en 2020 en €2011
[2] Aspect non évoqué : l’impact sur la santé. L’inhalation de PF (particules fines) dues aux combustibles bois et fossiles a causé la mort prématurée de 4.3 millions de personnes en 2012 d’après l’OMS.
[3] La tonne de CO2 ne reflète pas sa valeur actuelle quasi nulle mais elle est prise à une valeur qui devrait être celle imposant des choix plus en rapport avec les prévisions du GIEC soit 50 €.
[4] Il ne s’agit que d’un rappel pour la forme. En effet, compte tenu des mesures de protection des rares tronçons de cours d’eau équipables, il ne sera pratiquement plus possible de faire de tels ouvrages.
CURRICULUM VITAE DE Jean FLUCHERE
Né le 18-01-1943 à Barbentane, Bouches du Rhône.
ETUDES :
–Ecole d’Electricité industrielle à Marseille. Diplôme d’ingénieur en 1965,
-1967 : Diplôme d’ingénieur de l’Ecole Supérieure d’Electricité à Paris
EXPERIENCE PROFESSIONNELLE :
1969-1971. Centrale thermique de Blénod les Pont à Mousson.
1971- 1972. Institut National des Sciences et Techniques Nucléaires à Saclay et Cadarache. Diplôme d’ingénieur en Génie Atomique en 1972
1972-1976. Ingénieur physicien à la centrale nucléaire de Fessenheim.
1976-1982. Directeur du Centre de Formation Nucléaire EDF du Bugey.
1982-1988. Directeur Adjoint du Centre Nucléaire du Production d’Electricité du Bugey (CNPE).
1988-1995. Directeur du Site nucléaire du Bugey.
1995-2002. Directeur Régional EDF en Rhône-Alpes.
