Le site d’Alain Grandjean

La France est dans une situation particulière : le programme nucléaire des années 70-80 a été mené tambour battant ce qui a des conséquences déterminantes aujourd’hui sur toute sortie du nucléaire. Tant sur le calendrier que sur les décisions à prendre en matière de prolongement des centrales existantes que de construction de nouvelles centrales. Quel pourrait être le rythme de sortie, indépendamment de considérations sur la facture finale au consommateur ou au citoyen ? Ce petit tour d’horizon est nécessaire pour envisager un scénario et surtout une méthode qui intègre les diverses composantes du problème posé.

Les centrales nucléaires sont conçues pour durer 30 ans minimum  mais elles subissent tous les dix ans des visites décennales de l’autorité de sûreté nucléaire (l’ASN) pour un prolongement de 10 ans. Dans la pratique les investissements à réaliser pour permettre le prolongement au-delà de 30 ans seront de l’ordre de 500 à 1000 millions d’euros par centrale. Ils seront conçus techniquement pour permettre une durée de vie de 60 ans (étant entendu que l’ASN aura tous les 10 ans le pouvoir de décider du prolongement effectif).

Rappelons que le parc nucléaire a aujourd’hui (hors EPR) une durée moyenne de 27 ans¹ et que la production électrique française est de 510 TWh dont 80 % (410 TWh) d’origine nucléaire.²
La part thermique à flammes de 60 TWH aujourd’hui est amenée à baisser par fermeture prévue et hautement souhaitable de centrales à charbon, pour passer en gros à 40 TWh en 2030. L’hydroélectrique (70 TWh) sera au mieux stable (car il pourrait être perturbé par le changement climatique).
Supposons, pour comprendre la situation, que nous décidions en 2012 d’arrêter toutes les centrales dès qu’elles sont trentenaires ³.
Le graphique joint montre la vitesse d’effondrement de la production d’électricité d’origine nucléaire⁴. En 2020 cette  production serait ramenée à 100 TWh. Faisons le même raisonnement avec une décision d’arrêt à 40 ans, à 50 puis à 60 ans. L’effet « falaise » se décale par translations de 10 ans.

Production nucléaire en fonction de l’âge d’arrêt des centrales_Taux disponibilité de 78,5%

On voit tout de suite qu’il est exclu de fermer toutes les centrales trentenaires; il est impossible de créer en 10 ans un parc de production électrique suffisant, même avec un programme de réduction de la consommation électrique intensif qui mettra évidemment plus de 10 ans pour matérialiser des effets aussi importants.

La durée de 40 ans (fermer toutes les centrales dès qu’elles ont 40 ans) est-elle réalisable ? En 2030 il resterait, dans cette hypothèse, une production électronucléaire de 100 TWh. Supposons qu’alors nous n’exportions plus. Peut-on combler  l’écart de 300 TWh (perte de 310 de nucléaire et de 20 de thermique à flammes, gain de 30 TWh d’export), sans recourir aux énergies fossiles, donc par un mix ENR/MDE (énergie renouvelable/maîtrise de la demande) ?

Une politique très volontariste en matière d’ENR pourrait conduire  à une production supplémentaire à cette date de l’ordre de 170 TWh en 2030 (par exemple 100 d’éolien, 40 de solaire PV, 30 de biomasse)⁵

Il nous faudrait alors trouver 130 TWh en réduction de la demande d’électricité. Soit une baisse de la consommation par rapport à aujourd’hui (476 TWh)  de l’ordre de 25 %.⁶.

C’est l’ordre de grandeur de l’objectif proposé dans mon dernier post pour 2050⁷. Il s’agirait d’aller encore plus vite dans la maîtrise de l’énergie.  Cela me semble hors de portée, sauf à adopter un vrai plan de guerre, pour le moins difficile à faire accepter dans nos démocraties. Considérons d’abord le logement. Nous rénovons le bâti existant à raison de moins de 100 000 logements par an aujourd’hui⁸ pour un objectif Grenelle de 400 000 à partir de 2013, qui ne sera manifestement pas atteint alors . Si on passait dans les 5 ans qui viennent à cette vitesse de 400 000 logements par an, on en aurait rénovés moins de 8 millions d’ici 2030. Il faudrait qu’on passe à la vitesse supérieure (absolument impossible aujourd’hui au vu des incitations économiques bien trop faibles, et de l’appareil de production de rénovation) de 1 million par an à la fin de la décennie 2020 et viser une rénovation de 15 millions de logements d’ici 2030, soit la moitié du parc. On pourrait gagner 50% de consommation d’électricité sur le résidentiel. Supposons une performance équivalente sur le tertiaire. Cet effort important conduirait à une baisse de 25 % de l’électricité d’ici 2030 en ordre de grandeur…⁹.

Reste cependant plusieurs problèmes :

• Le réseau électrique pourra-t-il en 2030 supporter une part d’ENR intermittentes d’environ 43%¹⁰?
• Comment se passer d’électricité pour décarboner les autres besoins énergétiques ?
• Quelle serait la hausse des prix pour le consommateur qui serait bien sûr plus élevée dans ce scénario que celle que j’avais calculée en ordre de grandeur¹¹. Les technologies ou les dispositifs de MDE ou les ENR seront tous moins coûteuses avec le temps. Aller trop vite, c’est nécessairement augmenter les coûts, sans compter les effets de saturation des filières considérées.

Dès lors il est assez logique aujourd’hui de considérer qu’une sortie du nucléaire, si elle était décidée, ne se ferait pas aussi vite. On pourrait plus rationnellement viser une part du nucléaire en 2030 dans la production électrique française de l’ordre de 40%.  ¹². Cela signifie qu’il faut envisager des prolongements de centrales à 50 ans. Ou, si on ne le souhaite pas (ou si l’ASN à ce moment-là l’interdit) la construction de nouveaux EPR après Flamanville. Rappelons cependant qu’un EPR coûte probablement 4 fois plus cher que prolonger une centrale¹³.

Conclusion

La sortie du nucléaire, si elle était décidée en France, ne se ferait pas d’un simple claquement de doigt. Techniquement il est clair qu’elle va nécessiter à minima le prolongement des centrales nucléaires jusqu’à au moins 40 ans, et pour un partie d’entre elles à 50 ans. Il n’est pas certain que ce type de scénario puisse se passer non plus de la construction de nouveaux EPR . Il est donc souhaitable de se préparer dans tous les cas à une stratégie où le prolongement des centrales, nécessaire dans la période de transition, sera la principale variable d’ajustement à manoeuvrer, à mesure que se lèveront les incertitudes sur les questions clefs : la vitesse et le coût de la montée en puissance des ENR et de la MDE, la mise en place des outils de stockage de l’électricité et de pilotage de l’intermittence, les alternatives décarbonées sur le transport et l’industrie. Seule cette approche séquentielle peut nous éviter des drames sociaux. N’oublions pas que l’énergie est au coeur de nos modes de vie.

Alain Grandjean

1. calculée à partir de la date de mise en exploitation des centrales [↩]
2. Cela n’a pas toujours été le cas. En 1970 la production d’électricité française était de 140 TWh (soit 4 fois moins qu’aujourd’hui) dont 5 TWh de nucléaire; le complément à l’hydraulique était le fioul, le charbon et le gaz [↩]
3. à cette date il y en aura déjà plus d’une vingtaine … [↩]
4. avec une hypothèse de taux de disponibilité moyen de 80%, le choix de ce taux ne changeant pas les conclusions principales [↩]
5. Pour mémoire, le scénario Négawatt 2006 visait en 2030 : 100  d’éolien, 12 de PV, 30 de biomasse. [↩]
6. Notons que le développement de la voiture électrique d’ici 2030 ne changera probablement pas la donne.  Une voiture électrique  consommant environ 2000 KWh pour 15000 kilomètres,  2 millions de voitures électriques en 2030 (ce qui me semble un objectif déjà ambitieux) consommeraient 4 TWh, une demie centrale nucléaire… [↩]
7. je visais -30% en 2050 [↩]
8. voir http://www.plan-batiment.legrenelle-environnement.fr/ [↩]
9. Les gains complémentaires permis par une sobriété accrue (baisse des éclairages inutiles, réduction des consommations d’appareils en veille, etc.) pourraient également contribuer à cet objectif de manière non négligeable, ce qui faciliterait l’atteinte de l’objectif [↩]
10. 150 (10 d’éolien actuel + 100 d’éolien nouveau + 40 de PV) pour un total de production de 350 TWh (100 de nucléaire, 70 d’hydraulique, 160 d’autres ENR, 40 de thermique à flamme, -40 de pertes et pompage … [↩]
11. voir le post « Sortir du nucléaire, à quel prix ? [↩]
12. 150 TWh nucléaire pour une production de 400, soit 50 de MDE de moins et 50 de nucléaire en plus [↩]
13. 4 G€ contre 1G€ [↩]

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Suite à notre séminaire et à la publication de notre proposition sur le financement du long terme (Une version mise à jour sera en ligne très prochainement), la Fondation pour la Nature et l’Homme demande à la ministre de l’économie française, Christine Lagarde, de proposer ce mécanisme de financement à l’agenda européen dès la prochaine réunion de l’Eurogroup.

Une conférence de presse accompagne aujourd’hui la publication de ce communiqué, nous en publierons la vidéo dans les prochains jours ; nous suivrons avec la plus grande attention la réaction de l’exécutif, des médias et des internautes à cette proposition dans un blog dédié.

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L’inflation est omniprésente dans le monde. Sa résurgence dans des pays développés encore convalescents a surpris tous les économistes. Dans les grands pays émergents, elle accompagne une forte croissance énergivore. (voir mon article : « inflation = énergie + climat » http://www.theshiftproject.org/cet-article/la-speculation-nexplique-pas-seule-linflation ).

Devant ce retour de l’inflation qui déstabilise aujourd’hui des acteurs économiques et des décideurs politiques mal préparés, la réaction des grandes banques centrales de l’OCDE va être déterminante dans les mois à venir.

La BCE a remonté son taux directeur en avril 2011, donnant ainsi le signal qu’elle mettait fin à la politique économique très accommodante mise en œuvre depuis la Grande dépression de 2008.

Qu’en sera-t-il de la Fed ?

La question n’est pas ici la probable inefficacité de l’arme du resserrement monétaire face à l’inflation actuelle et ses causes : j’évoquerai dans une autre note les effets retards sur l’inflation dus notamment aux subventions locales des prix énergétiques ; retards dus aussi à la gestion des entreprises dans la transmission du signal prix à travers la chaîne clients/fournisseurs (le fameux « pricing power »). Ces mécanismes et la volatilité actuelle des prix des matières premières sont de nature à retarder –mais pas à contenir- la vague d’augmentation des prix en cours et sa diffusion dans toute l’économie.

Constatons d’ailleurs le récent fatalisme lucide de Ben Bernanke en février 2011 :

« US monetary policy can’t do anything about, for example, bad weather in Russia or increases in demand for oil in Brazil or China.”

A travers deux axes d’analyse on tentera ici d’éclairer la politique qui devrait être suivie par la Fed dans les mois à venir.

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Tout d’abord en interprétant une intervention publique de Janet L Yellen du 11 avril 2011 : « Commodity prices, the economic outlook, and monetary policy » (http://www.federalreserve.gov/newsevents/speech/yellen20110411a.htm ). J. Yellen est la vice chairman de la Fed, de tendance démocrate ; elle avait été pressentie pour succéder à B. Bernanke.

Outre qu’il formalise probablement le diagnostic actuel des démocrates sur la crise, ce discours fournit dans sa conclusion des indications claires sur les scénarios à venir imaginables, en rappelant la mission duale de la Fed : la lutte contre l’inflation ET la croissance économique américaine (et donc l’emploi).

“Of course, there are risks to the outlook that may affect the timing and pace of monetary policy firming. In my view, however, even additional large and persistent shocks to commodity prices might not call for any substantial change in the course of monetary policy as long as inflation expectations remain well anchored and measures of underlying inflation continue to be subdued. As I noted earlier, a surge in commodity prices unavoidably impairs performance with respect to both aspects of the Federal Reserve’s dual mandate: Such shocks push up unemployment and raise inflation. A policy easing might alleviate the effects on employment but would tend to exacerbate the inflationary effects; conversely, policy firming might mitigate the rise in inflation but would contribute to an even weaker economic recovery. Under such circumstances, an appropriate balance in fulfilling our dual mandate might well call for the FOMC to leave the stance of monetary policy broadly unchanged.

That said, in light of the experience of the 1970s, it is clear that we cannot be complacent about the stability of inflation expectations, and we must be prepared to take decisive action to keep these expectations stable. For example, if a continued run-up in commodity prices appeared to be sparking a wage-price spiral, then underlying inflation could begin trending upward at an unacceptable pace. Such circumstances would clearly call for policy firming to ensure that longer-term inflation expectations remain firmly anchored.”

Très explicitement, ce n’est donc qu’en cas d’enclenchement de la spirale prix/salaire, que la Fed sous J. Yellen ferait évoluer sa politique monétaire ; et donc pas uniquement si les prix des matières premières continuaient d’augmenter.

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Pour mieux connaître les vues de Ben Bernanke, monétariste affiché nommé par G.Bush, il peut être utile de se plonger dans ses recherches académiques passées.

Dans un article fameux de juin 1997, cosigné avec M Gertler et M. Watson : « Systematic monetary policy and the effects of oil price shocks » (http://econ.as.nyu.edu/docs/IO/9382/RR97-25.PDF) , il analysait les raisons des récessions ayant succédé à un choc pétrolier, en tentant de distinguer (1) les effets restrictifs sur la demande dus aux augmentations de prix, (2) des effets récessifs dus aux augmentations de taux par la Fed (bien que ceux-ci aient été la plupart du temps concomitants).

Il écrivait :

« (…) we find that the endogenous monetary policy response can account for a very substantial portion (in some case, nearly all) of the depressing effect of oil price shocks on the real economy. »

(…) “Overall, these findings help resolve the long-standing puzzle of the apparently disproportionate effect of oil price increase on the economy.”

Ainsi, le Chairman de la Fed pense que ses prédécesseurs ont sur réagi face aux chocs pétroliers passés, amplifiant, voire causant, les récessions. On notera aussi qu’il a une vision « classique », donc biaisée, de l’importance du pétrole dans l’économie. Je recommande vivement sur ce sujet le chapitre 3 du World Economic Outlook 2001 du FMI, « Oil scarcity, growth … » http://www.imf.org/external/pubs/ft/weo/2011/01/pdf/c3.pdf rédigé par Thomas Helbling, probable prochain chief economist du FMI.

Que cette analyse académique de B. Bernanke ait été ensuite très intelligemment critiquée par James D. Hamilton, grand expert du lien entre pétrole, inflation et PIB, dans « Oil shocks and the aggregate macroeconomics behavior : the role of monetary policy » (http://dss.ucsd.edu/~jhamilto/bgwjun01.pdf ) en juin 2000, n’y fera rien. Il est probable que son opinion sur le sujet soit définitivement arrêtée.

Et qu’il va expérimenter pratiquement ses préconisations de l’époque, réalisant ainsi le rêve de tout économiste académique …

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De ce qui précède, on peut donc tirer les anticipations suivantes :

• Le scénario central piloté par la Fed sous B. Bernanke et J. Yellen devrait être le maintien d’une politique largement accommodante – ce qui n’exclura pas des réactions ponctuelles- pendant toute l’année 2011.

• Cette politique devrait avoir des conséquences sur le prix du pétrole en dollars (en relation avec les taux de change), ainsi que des effets secondaires recensés par J. Yellen (spéculation et carry trade ; stimulation monétaire des pays émergents …). Les Etats-Unis connaîtraient alors une situation jamais vue depuis l’après-guerre avec une tendance durable à l’augmentation des prix du pétrole en tendance, accompagnant un phénomène de volatilité croissante des marchés de l’énergie ; Avec des niveaux de salaire qui devraient faiblement progresser ; Et avec en outre des conséquences sociales que la seule institution des bons alimentaires dont bénéficient actuellement 43 millions d’américains ne suffira à amortir.

• Cette politique devrait être poursuivie au-delà de 2011 si le redémarrage de l’activité –comme cela est prévisible- reste anémique aux Etats-Unis, donc sans perspective d’une baisse forte du chômage. Cette reprise de l’emploi est en effet une condition impérative aux USA pour qu’une spirale salaire/prix s’enclenche -à la différence de ce que l’on devrait constater en Europe.

• La BCE n’a qu’un unique mandat aujourd’hui : maîtriser l’inflation. Il n’est pas certain que la seule gestion du taux de change euro/dollars en continuant de monter ses taux d’intérêt suffise à atténuer le choc actuel et à venir des prix pétroliers, même si le prix du baril de Brent qui a augmenté de 7,9% en dollars entre mars et avril 2011 n’a cru que de 4,6% en euro ; et de 45% en dollars sur un an, pour 35% seulement en euro. Moins douloureux … mais quand même très douloureux …

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J.D. Hamilton concluait dans sa réponse à Bernanke :

“ (…) even if the Federal Reserve did have the power to prevent the Federal

funds rate from rising after an oil shock, such a policy would do little to mitigate the contractionary effects of the shock, though it would nearly double the inflationary consequences for the price level.”

(…) “A key basis for believing that oil shocks have a bigger effect than implied by the Bernanke, Gertler, and Watson estimates is that the biggest effects of an oil shock do not appear until three or four quarters after the shock.”

Il ne nous reste qu’à attendre la fin de l’expérience …

Michel LEPETIT

Président de Global Warning

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Fukushima a relancé le débat. Faut-il sortir du nucléaire ? Pour le président de la République, ce serait « se couper un bras ». Et surtout rendre notre électricité beaucoup plus coûteuse, alors qu’elle serait moins chère de 35%¹ par rapport à la moyenne européenne. Les français sont-ils prêts à payer le prix d’une sortie du nucléaire?Mais d’abord peut-on évaluer ce prix ? Cette note a pour but de montrer comment se pose cette question difficile. Elle est aussi faite pour ouvrir la discussion. Merci aux lecteurs de relever des erreurs éventuelles dans les chiffres ou dans les raisonnements proposés et/ou de m’indiquer des sources fiables sur ce sujet central. Merci à mes premiers relecteurs qui m’ont déjà permis de limiter la casse, sans que leur responsabilité soit engagée sur la version présente !

Notre comportement en matière énergétique est facile à comprendre : c’est celui d’un passager clandestin qui souhaite profiter du voyage sans en payer le prix. Edison eut l’idée de sortir les lampes à suif polluantes et malodorantes des maisons pour les remplacer par des ampoules propres. La pollution disparut comme par enchantement… du regard et du nez des habitants, pas de la planète. Il fallait bien produire l’électricité, et les centrales à charbon n’ont jamais été un modèle de propreté…²

Depuis nous demandons tous de pouvoir consommer toujours plus d’électricité et d’énergie. Mais luttons pour ne pas payer l’addition : rien ne doit se faire à côté de chez nous. Pas sa production (pas de centrale, ni de gaz de schistes dans mon jardin, ni d’éolienne sous mes yeux), pas son stockage (pas de tankers à gaz dans mon port) pas son transport (pas de lignes électriques à côté de chez moi).

Et nous voulons en plus qu’elle ne nous coûte rien ou pas grand-chose. L’homme politique qui ne promet pas de tout faire pour éviter les hausses prend un risque considérable face à ses électeurs.

En un mot, nous rêvons d’une énergie propre et gratuite, qui malheureusement n’existe que dans les contes pour enfants. Même le solaire nécessite des capteurs et des installations diverses ; et si le soleil donne son énergie gratuitement, les installations en question ne sont, elles, ni gratuites ni totalement propres.

Dans ce contexte, il est prudent, si l’on veut vraiment sortir du nucléaire de bien en peser les enjeux. Sinon il est à craindre que les « solutions » de remplacement ne soient pas plus acceptées que le nucléaire. Les désillusions pourraient être amères. Qui va payer quoi ? Et qui va gagner quoi ?

Ces questions se posent sur deux plans : d’abord celui des coûts monétaires. Comment va évoluer le tarif de l’électricité avec ou sans nucléaire ? Puis celui des autres coûts pas forcément intégrés dans la facture du consommateur (comme les conséquences du changement climatique, le risque de rupture d’approvisionnement d’énergie, le risque d’accident majeur et sa couverture assurantielle, les pollutions locales de toutes sortes). Je ne vais évoquer ici que le premier sujet.

Parlons argent

Aujourd’hui les ménages français achètent l’électricité environ 13 c le kWh TTC , soit 130 euros le MWh³ . Pour un logement chauffé à l’électricité la consommation moyenne d’électricité totale (Chauffage, eau chaude sanitaire et électricité spécifique) est de 11 MWh (11 000 kWh); la facture est donc en moyenne est de 1400 euros . Pour une maison chauffée autrement elle est de 3 MWh soit une facture annuelle de 400 euros.

Les tarifs européens comparables sont en moyenne de 17 c le kWh TTC (voir annexe).  Le tarif français est bien inférieur de 25 % à la moyenne européenne⁴ qui lui est donc bien supérieur d’un tiers !

Au total en 2010 la France a produit 551 TWh (551 milliards de kWh) et les Français en ont consommé 475 (pertes et pompage 44 TWh, Export 31 TWh) ce qui représenterait pour les entreprises et les ménages une facture de consommation de l’ordre de 45 milliards d’euros⁵ et pour la France des exportations nettes de l’ordre de 2 milliards⁶ .

Le tarif aux consommateurs résidentiels est réglementé et décidé par les pouvoirs publics. Il se décompose en trois paquets, le coût de production de l’électricité (51 euros le MWh) le coût de transport et distribution (42 euros le MWh) et les taxes (37 euros le MWh), y compris récente hausse de la CSPE.

Source : http://www.developpement-durable.gouv.fr/Principes-generaux-de-construction.html

Pour évaluer l’impact d’une sortie du nucléaire sur ce tarif et plus généralement sur le prix de l’électricité, il faut construire un scénario de sortie sur la durée du calendrier prévu. Il y a donc de nombreuses voies possibles. Si l’on veut sortir du nucléaire, en respectant la contrainte climatique et sans accroitre la dépendance aux fossiles⁷ il faut à l’évidence :

• procéder à un effort massif de sobriété et d’efficacité dans la consommation d’électricité,
• développer les énergies renouvelables
• développer les capacités de stockage de l’électricité et de gestion de la pointe
• et plus généralement la capacité de gestion de l’intermittence via les « réseaux intelligents »

La réduction massive de la consommation d’électricité contraint considérablement les solutions pour les autres usages des énergies fossiles dont nous dépendons (mobilité et industrie). Si l’on veut réduire notre dépendance au pétrole en particulier l’une des voies de solution est de recourir à l’électricité. Encore faut-il avoir des moyens de production électrique décarbonés en suffisance. Cela n’a rien d’anecdotique. Un calcul d’ordre de grandeur permet de voir combien pèse le transport en « équivalent électricité ». Prenons seulement en compte les voitures individuelles et les motos qui font presque les 2/3 de la demande en carburant du secteur transport soit environ 30 MTep en France. Le même nombre de kilomètres parcourus nécessiteraient 100 TWh … Dans la suite de la note nous ne tiendrons pas compte de ce transfert. Cela suppose implicitement que du côté de la mobilité ce scénario reposerait sur un mix de solution « sobriété/transports doux/voiture hybride et basse conso ». Nous ne creuserons pas ici ce point.

Un exemple de scénario

A titre d’exemple, visons une sortie totale du nucléaire en 2050⁸ . En théorie c’est possible en France, pour les volumes de production qui seront envisagés dans la suite (liés à une très forte maîtrise de la demande, rappelons-le). Il y a les espaces ventés nécessaires pour l’éolien terrestre et maritime, les surfaces de toit pour le solaire, les volumes de déchets de biomasse pour des cogénérations. En pratique ce sera plus compliqué, du fait de l’intermittence des ENR et de la difficulté de stockage de l’électricité. On essaiera de traduire cette difficulté par une hausse des coûts.

On peut imaginer une infinité de scénarios. Pour fixer les idées en voici un très tranché qui vise à horizon 2050 :

• une réduction d’un tiers de la consommation d’électricité⁹ , ce qui suppose d’énormes efforts dans le domaine de maitrise de la demande, et dans les autres domaines pour décarboner la mobilité et les processus industriels. Cela suppose bien sûr aussi une grande sobriété de la part des consommateurs.

• une division par 2 de l’électricité d’origine thermique (le passage au gaz fait déjà un facteur 2 sur les émissions actuelles de CO2, relativement importantes du fait du recours au charbon en France, qui va être sorti du mix dans les prochaines années) et le développement de l’éolien, du photovoltaïque et de la biomasse à des niveaux inférieurs à leurs potentiels « techniques » (c’est-à-dire indépendamment, à ce stade du raisonnement des questions d’acceptabilité sociale),

• une suppression de « l’exportation nette » (ce qui veut dire en moyenne autant d’import que d’export sur l’année)

• une augmentation de la capacité des réseaux (stockage compris via des solutions à imaginer) à absorber l’intermittence et la variabilité des ENR .

Sur ce dernier point l’incertitude est forte. En dehors des stations de pompage dans les montagnes, il n’existe pas de technologie permettant de stocker massivement l’électricité à un coût « raisonnable ». Les espoirs se fondent sur des recherches en cours de stockage type air comprimé et sur la « gestion intelligente » de l’énergie, avec des déplacements fins de la demande, des stockages distribués et des compteurs communicants. Mais à ce stade l’incertitude est grande. Il n’est pas certain que cela soit faisable, le contraire ne l’est pas non plus à cet horizon de temps.

Remarque:

Autant il y a quelques années les gestionnaires de réseau affirmaient que les sources intermittentes d’électricité ne devaient pas dépasser 20% à 30% de la puissance installée ; on sait maintenant que qu’on peut franchir cette limite avec de nouvelles modalités, techniques et régulatrices, de gestion d’équilibre et selon les systèmes électriques considérés. Mais on ne peut à ce jour en donner une nouvelle limite haute ni en évaluer précisément le surcoût.

Voici comment on pourrait produire l’électricité dans un tel scénario.

Electricité en France :2010/2050 (TWh)
	2010	2050
Thermique classique	60	30
Thermique nucléaire	408	0
Hydraulique	68	70
Eolien terrestre	10	110
Eolien off shore	0	50
PV	0	60
Biomasse	5	50
Pertes et pompage	-44	-60
Total production	507	310
Consommation	476	310
exportation	-31	0
source: chiffres repère de l’énergie 2010 pour la colonne 2009, estimation auteur pour 2050

Quelle augmentation de la facture ? Quel serait le surcoût pour le consommateur de ce scénario par rapport à un scénario tendanciel fondé sur le remplacement progressif des centrales nucléaires et thermiques existantes par des EPR ?

Un petit tableau des coûts de production au MWh permet de faire une réponse en ordre de grandeur. Ces coûts sont évalués de la même manière que les coûts actuels, avec des taux d’actualisation de 8%¹⁰ . Les données 2009 sont, sauf erreur, réalistes, les données 2050 sont calculées par l’auteur en partant de la littérature ; mais elles restent hypothétiques, et posées pour l’exemple.

Cout de production de l’électricité
en France 2009/2050 (euros /MWh)
	2009	2050
Thermique classique	60	150
Thermique nucléaire	40	80
Hydraulique	30	30
Eolien terrestre	80	80
Eolien off shore	180	180
PV	300	150
Biomasse	150	100

On peut en déduire que dans ce scénario de sortie du nucléaire, le coût de production moyen pondéré en 2050 s’établirait autour de 120 euros le MWh, contre 50 aujourd’hui. A ces surcoûts de production, il faudrait ajouter des surcoûts de réseau français et européen, qu’on¹¹ peut estimer à 15 euros du MWh (de plus que le TURPE actuel). Avec une augmentation des taxes limitées à la TVA soit environ 15%¹² , le MWh serait donc vendu environ 230 euros le MWh (contre 130 aujourd’hui), soit une hausse de 10 c le kWh.Quel écart par rapport à un scénario « tout EPR » ?

Par contraste, un scénario nucléaire, avec pas plus d’ ENR qu’aujourd’hui, scénario là aussi tranché, pourrait conduire à un coût moyen de production du nucléaire de l’ordre de 80 euros le MWh. Cette augmentation par rapport au coût actuel de 40 euros (pour le nucléaire) environ est due à trois facteurs :

• la généralisation progressive de l’EPR ¹³ à la place du parc installé

• la nécessaire incorporation d’une prime de risque¹⁴ (de quelques euros par MWh probablement) et la réévaluation du coût du démantèlement

• la nécessité à partir de 2040 de passer en génération 4, dont les coûts sont à ce stade incertains mais dont on peut penser qu’ils seront de toutes façons plus élevés, surtout pour les premières installations industrielles

Pour les autres moyens, l’hydraulique moins coûteux (estimé ici à 30 euros le MWh) compense en gros le thermique classique dont le coût va ne cesser de croitre du fait des tensions sur les énergies fossiles et du coût du CO2 (estimé à 150 euros le MWh, avec un doublement du gaz et une taxe carbone à 100 euros la tonne de CO2). Le coût moyen de production de l’électricité serait au total de 80 euros le MWh, .

Côté réseau, dans un scénario de ce type, Il faut prévoir aussi quelques dizaines de milliards d’euros d’investissement, du fait du mauvais état actuel du réseau et de la gestion de la variation de la demande qu’un scénario nucléaire avec baisse du thermique à flammes ne permet pas non plus d’assurer facilement. Il faut donc prévoir également une hausse du « TURPE » de quelques euros, disons 10 euros pour fixer les idées.

Quels écarts de prix et de facture finale ?

Au total dans un scénario « tout EPR » le cout total y compris taxes serait donc de l’ordre de 180 euros, soit une hausse de 5 c le kWh par rapport à aujourd’hui. (soit 40 % …)

Le scénario MDE/ENR donnait lui une hausse de 10 c le kWh, soit un écart pour les coûts de production et de transport entre les deux scénarios de l’ordre de 50 euros le MWh, soit 5 c le kWh. Ce calcul est bien sûr discutable et repose sur des hypothèses à approfondir sur la question des travaux à réaliser sur le réseau et sur le stockage.

Dans le scénario « tout EPR » on peut supposer que la maîtrise de la demande est limitée. Limitons nous, en supposant quand même un effort de MDE, mais pas de transfert d’usage important , à un montant de 500 TWh.. Supposons que le ratio de 50 % entre le tarif industriel et résidentiel se maintienne.

La facture finale d’électricité annuelle (d’un montant actuel de 45 milliards) pourrait être de l’ordre de  :

• 70 milliards d’euros dans le cas « tout EPR » (pour une consommation de 500 TWh)
• 50 milliards d’euros dans notre scénario MDE/ENR (pour une consommation de 310 Twh)

Mais dans le scénario MDE/ENR, vient bien sûr s’ajouter à la facture d’électricité, l’amortissement des investissements nécessaires pour faire baisser la consommation. Ce chiffre est très difficile à estimer. Un calcul pifométrique peut se tenter en généralisant des évaluations faites dans le logement. Prenons le chiffre de 20 000 euros pour réduire de moitié une consommation de chauffage et ECS électrique de 10 000 kWh annuels sur 30 ans, soit 4 euros pour économiser 1 kWh sur 30 ans. Prenons une fourchette de 2 à 4 euros pour le coût moyen et appliquons la à l’écart de 170 TWh entre la consommation actuelle (les 480 TWh) et la consommation dans le scénario MDE/ENR (les 310 TWh),

L’investissement serait compris en ordre de grandeur entre 300 et 700 milliards d’euros. La facture complémentaire annuelle serait donc en gros de 30 à 60 milliards annuels (dans la pratique il s’agit d’amortissement d’investissements de loyers et de frais financiers).

La facture totale annuelle payée par les consommateurs serait dont dans le scénario MDE/ENR supérieure à ce qu’elle serait dans le scénario EPR : de 80 à 110 milliards contre 80 milliards déboursés chaque année. Bien entendu ce chiffre est à prendre avec toutes les précautions d’usage du fait du caractère très « pifométrique » des estimations faites.

Quel programme d’investissement ?

Et quel serait l’investissement total à mettre sur la table dans les deux scénarios ?

Commençons par le scénario MDE/ENR.

Cote moyens de production, on peut partir des chiffres suivants qui permette de passer des puissances aux productions puis aux coûts d’investissement par puissance installée.

Cliquez sur¹⁵ pour accéder à la note 15 du tableau.

Un calcul sommaire montre donc qu’il faut de l’ordre de 200 milliards d’investissements¹⁶ . Coté moyens de transport, distribution et stockage, l’ordre de grandeur est sans doute de moins de quelques dizaines de milliards d’euros. La seule inconnue réelle étant le stockage.

Pour la baisse de la consommation pour « gagner » 170 TWH il faut comme on l’a dit un investissement total de 300 à 700 milliards. On voit tout de suite que c’est la première question qui se pose. Des évaluations plus précises et/ou des gains substantiels sur la MDE pourraient changer la donne de manière radicale. Mais il importe de ne pas se voiler la face : aujourd’hui la rénovation thermique avance lentement et difficilement, avec des performances limitées. La raison en est double : une filière insuffisamment organisée et des coûts d’isolation qui, vu du ménage ou de l’entreprise sont coûteux et pas assez rentables.

Mais au total l’investissement est de l’ordre de 500 à 900 milliards sur 40 ans soit 10 à 20 milliards par an, moins de 1 % du PIB. Ce n’est évidemment pas inaccessible.

Dans le scénario « tout EPR » il faut au total installer 54 GW d’EPR, soit un investissement de l‘ordre de 200 à 300 milliards d’euros (dans la pratique la solution consistera à étaler le chantier de construction en jouant sur des prolongements de centrales, qui coûteront de l’ordre de 1 milliard d’euros par centrale prolongée) et investir dans des générateurs de génération 4 en poursuite de la recherche puis en construction à partir de 2040. Il faut également investir dans les réseaux, moins que dans le scénario MDE/ENR et investir quand même un peu dans la MDE. L’investissement serait donc de l’ordre de 300 milliards d’euros.

Quelles conclusions en tirer ?

En résumé, un scénario MDE/ENR conduit à payer l’électricité plus cher qu’aujourd’hui de 10 c le kwh, et à investir massivement dans la MDE. Au total il conduirait à investir 2 à 3 fois que dans un scénario « tout EPR » et à payer l’électricité 5 c le kWh de plus, en rappelant que dans ce scénario l’électricité augmente de prix (d’environ 5 c) par rapport à aujourd’hui. La facture finale annuelle pour le consommateur (amortissement des travaux et achat de l’électricité) serait supérieure d’un facteur compris entre 1 et 1,4, en fonction du coût de la MDE qui ne compensent pas les gains sur les volumes d’électricité achetés.

Deuxième conclusion : ce scénario nécessite un investissement lourd en MDE, dont il n’est pas du tout sûr aujourd’hui qu’il sera lancé. Il est décentralisé et peu rentable pour les acteurs concernés au vu de leur perception du prix futur de l’énergie. Sa réalisation passe par une volonté publique forte et la mobilisation d’instruments très lourds de type investissements publics massifs.

Cette conclusion est évidemment provisoire et dépendante des scénarios retenus et des hypothèses de calcul. Un simulateur pourra permettre de faire tourner d’autres scénarios et d’autres hypothèses.

Troisième conclusion, d’ordre méthodologique. Ces quelques calculs montrent qu’on peut tenter de mettre un peu de clarté sur l’un des enjeux clefs de la sortie du nucléaire : le prix de cette sortie. Il reste maintenant à valider les chiffres et à faire d’autres hypothèses pour vérifier si les ordres de grandeur évoqués ici sont les bons. En particulier, à supposer que cette décision soit prise elle conduirait à un scénario sans doute moins tranché que celui –ci et à des mix énergétiques différents. Il faudra regarder ce que donnent ces scénarios.

Plusieurs questions doivent être regardées avec soin :

• la capacité à mettre en œuvre une politique de MDE massive (sinon les ENR ne fourniront pas l’énergie nécessaire ou à un coût très élevé) ; ses limites et son coût

• la capacité des réseaux à gérer l’intermittence et la pointe

• la capacité des autres secteurs (mobilité, industrie) à se passer d’électricité sans recourir à une énergie carbonée.

• la capacité des ENR et surtout le PV à produire un kW de plus en plus compétitif convergeant vers les 2000 euros le kW ¹⁷ installé à terme

Ce n’est que quand les incertitudes auront été levées sur ces questions qu’on pourra mieux approcher le prix pour le consommateur d’une sortie totale du nucléaire. Encore faudra-t-il ensuite vérifier les conséquences de cette hausse par une approche « macroéconomique ». Une approche bouclée, car les dépenses des uns sont les revenus des autres, et l’augmentation du prix n’a pas le même effet selon qu’elle entraine ou non des effets de bouclage et selon son impact sur la balance commerciale. Concrètement, un scénario de MDE forte génère du travail en France, résorbe potentiellement du chômage, réduit la facture énergétique (car il jouera aussi dans le domaine de la mobilité). Du coup son surcoût est sans doute absorbé en partie par la croissance générée. Mais cela reste à chiffrer.

Y voir vraiment clair n’est pas si simple. Certes des confrontations entre experts permettront d’avancer. Mais seules les réalités observées permettront de trancher sur les questions relatives aux coûts et aux performances atteignables tant du côté des ENR que de la MDE. Il faudra probablement quelques années (10 à 20 ans ?) pour ce faire.

Y a-t-il vraiment des alternatives à une démarche séquentielle où chaque pas de temps (sans doute de 5 à 10 ans) permet de lever des incertitudes et d’investir plus sereinement ?

Y a-t-il vraiment d’autres solutions que de se ménager aujourd’hui le maximum de marges de manœuvre futures :

• en lançant sérieusement un programme MDE et en suivant de très près ses résultats

• en investissant au « bon » rythme¹⁸ dans les ENR

• en préparant le prolongement de suffisamment de centrales nucléaires et en maximisant leur niveau de sécurité

• en n’abandonnant pas l’EPR qui améliore la sécurité et peut rester une solution bas carbone de compromis, en attendant d’avoir levé toutes les incertitudes actuelles.

Des prix aux coûts.

Mais nous n’avons pas abordé l’autre volet de la question. Nous n’avons ici que parler de prix. Si la sortie du nucléaire est envisagée voire réclamée après Fukushima c’est que se posent aussi des questions de coûts qui ne sont pas qu’économiques. Là aussi il importe de bien comparer les différents coûts des différentes sources d’énergie. Un sujet encore plus complexe que celui que je viens d’aborder…

A suivre…

Alain Grandjean

Annexes :

Données Eurostat sur le prix de l’électricité

Electricity prices for first semester 2010 – Issue number 46/2010
Date de publication: 29/11/2010 16:24

Notes :

1. Une comparaison Eurostat montre que pour les clients résidentiels consommant entre 2500 et 5000 kWh le tarif est inférieur de 33% au reste de la zone Euro [↩]
2. A service d’éclairage rendu équivalent elles sont quand même plus propres que les lampes à suif ; mais la pollution résiduelle, non nulle, sans parler du CO2, est complètement externalisée. Dans de nombreux cas elle est même délocalisée ! [↩]
3. Une augmentation d’un euro le MWh (qui sera notre unité de raisonnement dans la suite) c’est donc une augmentation de 0,1 centime d’euros le kWh [↩]
4. Mais les écarts sont aussi liés à des différences fiscales. Et une analyse plus approfondie est à faire pour la question de la compétitivité qui concerne les tarifs aux entreprises. Voir par exemple http://www.leblogenergie.com/2010/11/index.html [↩]
5. En gros la consommation résidentielle à 130 euros le MWh représente autant que l’industrie et tertiaire, qui achètent leur électricité en moyenne à 65 euros le MWh, l’export étant plutôt à 55. [↩]
6. Sur la base d’un prix de vente de 55 euros le MWh [↩]
7. On peut examiner des scénarios qui ne respectent pas ces deux contraintes, mais je laisse ce soin à d’autres [↩]
8. Les dernières tranches 1300 et 1500 MW atteindront alors les 60 ans. Viser plus court, c’est sans doute possible mais probablement beaucoup plus compliqué, et sans doute incompatible avec une contrainte sur les émissions de CO2 du fait du niveau très bas des ENR aujourd’hui. [↩]
9. Le scénario Negawatt 2006 vise 430 TWh à horizon 2050 soit une baisse par rapport à 2010 de 16% [↩]
10. On pourrait sans problème faire varier ce taux d’actualisation qui est retenu aujourd’hui dans les données fournies ou reconstituables. 8%, c’est en gros le cout du capital pour EDF. Ces calculs de sensibilité au choix du taux seront à faire dans un deuxième temps. [↩]
11. Il s’agit d’une estimation à dire d’expert, qu’il faut bien entendu affiner. [↩]
12. La TVA augmentera proportionnellement, mais la CSPE est supposée intégrée dans ce calcul à grosses mailles et les taxes locales peuvent ne pas augmenter en volume [↩]
13. L’EPR de Flamanville pourrait coûter au final aux alentours de 6 milliards d’euros pour une puissance installée de 1,6 GW, soit 3700 euros le KW installé ; les réacteurs suivants devraient bénéficier d économie d’apprentissage, mais leur coût pourrait s alourdir du fait de contraintes de sécurité plus fortes. [↩]
14. Il ne s’agit bien que d’incorporer l’auto-assurance d’une catastrophe nucléaire. Le coût actuel de production permet d’ores et déjà de constituer la provision pour démantèlement (qui est elle aussi de l ordre de l euro par MWh) dont le montant est discuté (voir par exemple http://bit.ly/iEpd5y). Pour la prime de risque, elle doit permettre de faire face à un cout de l’ordre de 100 milliards d’euros pour une probabilité d’accident dans le monde (à discuter de 1/100 000 ème par an). Les calculs montrent que cela conduit à une prime de l’ordre de l’euro au MWh. [↩]
15. Ce ratio mesure le productible en énergie en fonction de la puissance installée. Pour les énergies intermittentes il varie bien sûr (l’éolien en fonction de la durée des périodes ventées, le solaire en fonction de l’ensoleillement). Le ratio de 2,6 pris ici pour l’éolien terrestre ne le désavantage pas [↩]
16. Dans la pratique il faut renouveler les investissements dans les ENR tous les 20 ans environ. Mais le calcul du prix de revient du kwh intègre ce réinvestissement. Il serait erroné de le compter deux fois ici [↩]
17. Ce qui est en termes de puissances vraiment comparables du fait des taux de « productibles »  (voir tableau des productions en TWh par GW) revient à 13000 euros le kW pour un équivalent nucléaire [↩]
18. Le « bon » rythme suit les gains de coût dans les technologies : pour la France qui a raté le coche de la production en solaire il faut sans doute attendre l’approche de la parité réseau pour intensifier massivement l’aide au solaire. [↩]

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