Le site d’Alain Grandjean

La décision d’une sortie éventuelle du nucléaire et de son calendrier sera l’un des enjeux de la présidentielle. Supposons que le ou la  président(e) élu(e) se lance dans cette direction. Que devra-t-il (elle) faire pour que cette décision et toutes ses conditions de succès puissent se mettre en oeuvre, sans augmenter la dérive climatique?

Comme on l’a vu (voir les précédents posts : l’équation Climat-Energie après Fukushima / sortir du nucléaire : à quel prix ? / …: à quel rythme ? / commentaires de Benjamin Dessus / couverture du risque nucléaire)  il va falloir notamment que :

• nos concitoyens réduisent fortement leur consommation d’énergie, et d’autant plus fortement que le calendrier sera court
• les filières de rénovation et d’efficacité énergétique se professionnalisent rapidement
• les tarifs de l’électricité augmentent
• les investissements dans les ENR, dans les réseaux et le stockage de l’électricité s’accroissent
• les investissements dans les énergies fossiles soient limités
• le transfert d’usage vers l’électricité soit correctement calibré
• la sécurité des centrales nucléaires  et de tout le cycle soit parfaitement assurée sur une période de l’ordre de 40 ans (moins pour ceux qui pensent qu’il est possible d’aller plus vite) et bien au-delà pour les déchetset les centrales en fin de vie.

Il est exclu que l’organisation actuelle de la production et de la vente de l’électricité produise cet ensemble de décisions. En effet, les consommateurs n’ont pas intérêt au plan économique à investir pour réduire leur consommation d’électricité (toutes les études montrent qu’ils sont insuffisamment rentables) . Ils n’ont évidemment pas intérêt  à ce que le prix de l’énergie augmente…Les producteurs et fournisseurs d’électricité ont intérêt à en vendre toujours plus, leur seule contrainte étant les certificats d’économie d’énergie dont l’efficacité reste à démontrer. Ils ont intérêt à investir dans les sources d’énergie électriques qu’ils jugent les plus rentables. A supposer que les consommateurs investissent suffisamment pour réduire leurs consommations, il faudra par ailleurs gérer un  risque d’insuffisance de production entre le moment  où les centrales nucléaires seront sorties du jeu et le moment où se matérialiseront ses économies (et la réduction de la demande). Dans ce contexte, ce sera le gaz qui l’emportera. L’électricité française sera alors forcément plus carbonée et plus dépendante d’énergies fossiles importées.

Il faut donc faire évoluer fortement la gouvernance du secteur électrique, ce qui est loin d’être simple, dans le jeu de contraintes actuel, dont la plupart sont décidées au niveau européen. Il n’est pas question ici de traiter par le menu ce sujet complexe, mais juste d’évoquer quelques pistes, et surtout de faire sentir que c’est sans doute la question centrale, celle qui conduira notre politique énergétique dans le mur ou l’orientera vers les solutions d’avenir.

Côte maîtrise de la demande, la question centrale est celle du financement des dispositifs d’économie d’énergie. Leur rentabilité n’étant pas suffisante pour le privé et le public étant exsangue, il faudra recourir à  des solutions vraiment innovantes (voir le blog de notre proposition « Financer l’avenir sans creuser la dette » et les posts sur le sujet, ici, là et là). Ensuite il faudra favoriser le développement des filières permettant de réaliser ces investissements. Enfin il faudra jouer sur le levier réglementaire, en s’appuyant sur la dynamique européenne en la matière (c’est l’Europe qui a conduit à la sortie des ampoules à incandescence, elle peut  sortir les chauffages électriques « grille-pains » et imposer  des pompes à chaleur performantes et beaucoup moins chères que les PAC actuelles – pour ceux qui adoptent le chauffage électrique.

Côté réseau électrique, la solution la plus simple consiste à nationaliser RTE et ERDF pour qu’ils puissent investir rapidement  et dans le sens voulu dans le cadre de cette nouvelle politique énergétique. Ils pourront de plus jouer un rôle dans un cadre européen qui est difficile tant que leur actionnaire (EDF aujourd’hui) est à capitaux en partie (15% à ce jour) privés.

Côté pilotage de l’offre, il est indispensable de mettre en place une taxe carbone à un niveau supérieur à celui généré par le marché européen de quotas¹.  Il faut ensuite et surtout sortir de la situation rocambolesque actuelle. La loi NOME qui vise à organiser une transition vers une organisation concurrentielle de l’électricité  complexifie une situation déjà incompréhensible au commun des mortels. Cette complexité provient de la volonté farouche de l’Union Européenne exprimée dans ses traités,  de libéraliser le secteur (tant du côté amont de la production que du côté aval de la commercialisation) sans que les avantages pour les français soient évidents. Le tarif de l’électricité est plus bas que la moyenne européenne. La libéralisation ne peut que produire une hausse du prix de l’électricité française. Les investissements à réaliser sont très lourds et accessibles qu’à une petite poignée d’acteurs.  Enfin EDF bénéficie et bénéficiera encore plus après l’adoption de la loi NOME d’une « rente nucléaire » (l’écart entre les coûts de l’énergie nucléaire résultants d’un parc en cours d’amortissement et les prix moyens européens très supérieurs). L’affectation de cette rente est évidemment déterminante pour l’avenir énergétique français. Ce peut être une opportunité dans une gestion de moyen terme de la sortie du nucléaire.

La solution consiste sans doute à ce qu’une agence publique prenne la main sur la fixation des tarifs, tournant  le dos à la libéralisation complète du secteur et  à la fixation du prix par le marché. Cette agence (tout ou partie de RTE?   autre?) devra acheter l’électricité  (en production et en capacité) sur la base de quelques principes à définir. Il sera alors possible d’affecter une partie des revenus liés  à la rente nucléaire² à une redistribution vers les ménages en situation de précarité énergétique et au financement d’un fonds d’économie d’énergie.

Côté sécurité nucléaire, le plus simple est que cette agence achète l’électricité d’origine nucléaire à EDF sur la base d’un contrat définissant précisément les objectifs de coûts et les travaux de maintenance et de sécurité à réaliser. Pour la question centrale (l’indépendance de l’autorité de sûreté) il est essentiel que le choix actuel (personnalité forte à l’ASN) soit confirmé et que toutes les garanties soient données pour que l’ASN puisse réaliser sa mission en toute sérénité.

Conclusion : la sortie du nucléaire ne peut s’envisager sans une refonte sérieuse de l’organisation et de la gouvernance de l’énergie. Mais cette refonte n’est-elle pas inévitable dans tous les cas pour faire face au nouveau monde énergétique qui est devant nous?

Alain Grandjean

1. par exemple 40 euros la tonne de CO2, pour rattraper le retard pris par rapport aux recommandations de la commission Quinet,  croissant à 100 à horizon 2020 [↩]
2. dont le niveau dépendra de manière centrale de la vitesse de sortie du nucléaire, elle sera d’autant plus importante que cette sortie sera lente et opérée via le prolongement des centrales existantes [↩]

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Les coûts de l’accident de Fukushima sont, comme ceux de toute grande catastrophe technologique majeure, impossibles à évaluer en toute rigueur : la douleur et l’angoisse humaines, la destruction d’écosystèmes peuvent-elles s’exprimer en argent ? Si on se limite aux coûts évaluables monétairement ils sont de deux  catégories :

• les coûts liés au traitement de la catastrophe (de la gestion de la crise à la remise en état du site  terrestre et maritime, en passant par les soins et l’indemnisation des habitants de la région, sans parler des conséquences sur la santé psychologique (dur pour la légendaire fierté japonaise où le taux de suicides pourrait s’accroître)
• les pertes économiques qu’elle a entraînées (conséquences des coupures de courant, perte de valeur de Tepco, baisse de la bourse japonaise, impacts sur l’activité économique ainsi que l’emploi des industries du nucléaire et liées, au Japon et ailleurs, coût du relèvement des dispositifs de sûreté sur les centrales existantes, coût d’une sortie du nucléaire éventuellement au Japon mais déjà en Allemagne, etc.). Il va falloir attendre pour connaître leurs montants par catégorie, même en ordre de grandeur. Comment en effet bien les séparer des effets du tsunami ? Ils se mesurent au total certainement en dizaines voire en centaines de milliards d’euros.

On sait que ces coûts  ne seront pas supportés par l’opérateur et que pour finir c’est l’Etat qui paiera (donc les citoyens) et/ou les victimes qui ne seront pas indemnisées.

Quelles leçons en tirer pour la France ?

Il me semble tout d’abord qu‘il est logique de faire payer une prime de risque au consommateur d’électricité nucléaire. C’est  d’ailleurs ce qui est souhaité depuis longtemps pour ce qui concerne l’impact climatique  des centrales alimentées par de l’énergie fossile[1] et qui est mis en place via le marché européen de quotas, même si c’est à un  niveau insuffisant. Ensuite, l’assurance privée n’étant pas envisageable face au risque nucléaire,  il est prudent qu’une  cagnotte soit constituée, comme c’est le cas pour la provision pour démantèlement (même si son montant est discutable), qui puisse être mobilisée en cas d’accident. Il ne serait pas acceptable qu’elle vienne augmenter la rente nucléaire. Enfin reste le calcul de son montant. Il s’agit de multiplier d’un côté une probabilité d’accident majeur,  de l’autre un montant de dommages liés à cet accident.

Sur des événements rares, les calculs de probabilité sont évidemment tous très  discutables. Sur le principe même : la société est-elle prêt à accepter des accidents à probabilité faible et aux conséquences majeures ? Sur les méthodes de calcul : faut-il raisonner sur l’ensemble des accidents, parfois mineurs, mais qui auraient pu être tragiques (c’est la démarche que propose Jean-Pierre Dupuy[2]), faut-il compter 4 accidents (1 pour Tchernobyl et 3 –car il y a 3 réacteurs- pour Fukushima), ou un seul,  faut-il se dire que les concepteurs qui dimensionnent les centrales en fonction d’objectifs  de probabilité d’accident font les bons calculs ?

Contentons-nous d’une approche rustique pour faire avancer le raisonnement. Le parc nucléaire mondial comparable au français a connu 2 accidents majeurs (Tchernobyl et Fukushima) sur 14 000 années-réacteurs de fonctionnement. Raisonnons sur les 30 ans à venir. Le parc nucléaire français actuel  fonctionnerait pendant 1 800 années-réacteurs ans. Prenons, en écartant le cas de Tchernobyl, une  probabilité d’accident de 10% (en arrondissant le rapport 1800/ 14000) pour le parc français dans les 30 ans à venir. Du côté des coûts, prenons un ordre de grandeur de 100 milliards d’euros par accident[3]. Nous devons donc construire une cagnotte de 10 milliards d’euros. En 30 ans la production est d’environ 12 000 TWh. Sans actualiser il faut une prime de couverture de risque de l’ordre de 0,8 euros le MWh, arrondie à  1 euro. Au total, pour une année donnée il s’agirait d’un montant de 300 à 400 millions d’euros.

Bien sûr les chiffres ne sont pris ici que pour l’exemple. L’audit de la cour des comptes devrait permettre d’y voir clair, s’il est fait de manière transparente et en écoutant des experts de divers horizons. En la matière, il n’y  aura pas de vérité scientifique mais on devrait pouvoir valider le raisonnement  et quelques données de cadrage.

Reste la question du dispositif institutionnel  à mettre en place. Aujourd’hui la taxe sur les installations nucléaires est d’environ 400 millions d’euros. Il s’agirait donc de la faire passer, dans notre exemple,  à un montant de 700 millions par an pour que la cagnotte constituée ne reste pas dans les comptes de l’exploitant. Par construction elle sera soit excessive, s’il n’y a pas d’accident, soit insuffisante s’il y a un accident majeur. Ce sera alors le budget de l’Etat qui sera mobilisé. Faut-il du coup isoler la provision dans une cagnotte ou la laisser dans le budget général? Sans doute le plus logique est de la laisser dans le dit budget. Deux questions se posent alors : n’est-on pas en train de dire que les pertes potentielles du nucléaire sont nécessairement socialisées alors que cela n’est pas le cas des bénéfices si l’exploitant est privé ? Du coup, le nucléaire ne peut-il se concevoir que dans une structure publique ?

Alain Grandjean

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[1] Pour une centrale au charbon qui émet en ordre de grandeur 1000 grammes de CO2 par kwh, et une taxe carbone de 100 euros la tonne, la taxe se monte à 10 c par kWh, soit 100 euros le MWh, ce qui est très élevé (cela consisterait à multiplier le prix de l’électricité en gros par deux).

[2] Voir par exemple : http://larecherche.typepad.fr/le_blog_des_livres/2011/03/fukushima-vs-tchernobyl.html

[3] A comparer au montant de 83 milliards d’euros retenus dans l’étude Externe (voir www.cepn.asso.fr/IMG/pdf/R274.pdf ) pour un accident provoquant 11000  décès ou, autre donnée, la constitution d’un fonds de 45 milliards de dollars envisagé pour Fukushima.

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Par Benjamin Dessus, président de l’association Global Chance.

Le scénario de sortie du nucléaire que propose Alain Grandjean sur son site sous le titre « Sortir du nucléaire : à quel prix » propose la comparaison en 2050 de deux scénarios contrastés :

• Un scénario d’économies d’électricité qui conduit à un besoin de 310 TWh en 2050 (516 TWh en 2009) et de sortie du nucléaire remplacé à ce terme par de l’électricité renouvelable et une minorité d’électricité ex gaz.
• Un scénario à 500 TWh avec poursuite de la politique nucléaire avec remplacement du parc existant par des EPR chaque fois que nécessaire dit scénario « tout EPR ».

Les deux scénarios explicitent de façon très vraisemblable l’éventail des possibilités qui nous sont offertes. Néanmoins l’horizon proposé, 2050, paraît singulier. En effet le scénario d’une sortie du nucléaire en 2050, bien que moins tendu,  suppose soit  la prolongation à plus de 50 de la durée de vie des réacteurs qui ne paraît guère crédible s’il existe des craintes majeures sur la sûreté des réacteurs existants ou la construction de nouveaux réacteurs qui apparaît comme assez contradictoire avec la volonté de sortie du nucléaire. Il serait donc plus crédible d’imaginer ces scénarios à 2030 ou 2035. Mais la date de réalisation de ces deux images n’a pas d’influence majeure sur l’exercice proposé qui porte sur la comparaison des prix payés par l’usager dans les deux cas.

On rappelle brièvement ci dessous les éléments retenus par l’auteur : quantités d’électricité produite par filière et coûts unitaires proposés. Les chiffres du scénario « tout EPR » n’étant pas donnés explicitement par l’auteur sont déduits de ses commentaires et donc soumis à caution. En particulier les chiffres indiqués par A Grandjean semblent comprendre l’autoconsommation des centrales qui varie fortement entre un scénario majoritairement renouvelable et un scénario majoritairement électricité d’origine thermique.

Approvisionnement en électricité

		Scénario Sortie	Scénario tout EPR
Thermique classique	56	30	30
Nucléaire	410	0	453
Hydraulique	62	70	70
Eolien terrestre	8	110	10
Eolien offshore	0	50	0
PV	0	60	0
Biomasse	6	50	6
Total production	542	349	563
Pertes et pompage	-39	-31	- 39
Autoconsommations des centrales	- 24	- 8	- 24
Solde Exportation	-26	0	0
Total disponible pour consommation interne (dont conso des centrales)	476 24	310 8	500 24

Coûts de production de l’électricité (taux d’actualisation 8%)

Coûts de production €/MWh	2010	2050
Thermique classique	60	150
Nucléaire	40	80
Hydraulique	30	30
Eolien terrestre	80	80
Eolien offshore	180	180
PV	200	150
Biomasse	150	100

Commentaires sur les coûts.

Thermique classique : le coût actuel du MWh CCG est de l’ordre de 65 €. Si on admet comme l’auteur le propose une taxe de 100 €/tonne de CO2, le MWh électrique exgaz qui émet 400kg de CO2, est taxé de 40€ et le coût total atteint 105 euros. Le coût de 150 euros suppose donc une augmentation très forte du prix du gaz naturel (une multiplication par deux) ou une taxe de l’ordre de 220 euros par tonne de CO2. Il est donc prudent de prendre une fourchette de 105 à 150 euros.

Nucléaire : Le coût de 80 euros /MWh pour l’EPR  retenu est compatible avec les hypothèses de coût d’investissement de 4 à 5k€/kW et un fonctionnement de 8000 heures par an. Mais dans le scénario décrit il n’est pas possible d’atteindre ce taux d’utilisation du nucléaire puisqu’il ne reste quasiment que l’hydraulique pour gérer la pointe journalière et surtout saisonnière qui est très importante en France. Le taux de charge de 90% retenu n’est donc pas réaliste. Il serait plus raisonnable d’adopter un taux de charge de l’ordre au maximum de 75%¹. Le coût est alors augmenté de 20% pour atteindre 95€/MWh.

L’autre question qui se pose est celle du coût d’un accident majeur et/ou de la prime d’assurance correspondante. L’auteur fait une estimation de cette prime (1 euro) à partir d’un risque d’accident grave de 10 E-5 par année.réacteur.

Quand on analyse  non plus les probabilités calculées mais les accidents constatés depuis 30 ans, on trouve 4 accidents majeurs, 1 à Tchernobyl et 3 à Fukushima pour 450 réacteurs environ. Pour une soixantaine de réacteurs en France on obtient donc une demie « chance » d’accident majeur dans les 30 ans qui viennent. Si l’on admet comme l’auteur que le coût d’accident est de 100 G€, le coût au MWh associé à ce demi accident s’en déduit aisément. La production en 30 ans du parc français est de l’ordre 12,2* 400 TWh =  5000 TWh (taux d’actualisation de 8% sur 30 ans) et le risque financier de 50 G€, soit 10€/MWh. Les évaluations actuelles des conséquences financières de Tchernobyl et de Fukushima laissent cependant penser que le coût d’accident est plutôt plus proche de 200 G€ que de 100. Sur ces bases on aboutit à un coût complet de 105 euros/ MWh.

Renouvelables

Les coûts de l’hydraulique et de l’éolien terrestre n’attirent pas de commentaires, même si l’on peut espérer la poursuite de baisses de coûts de l’éolien terrestre. Par contre l’hypothèse de maintien au niveau actuel du coût de l’éolien offshore semble une hypothèse pessimiste. Il serait prudent d’envisager une fourchette de coûts entre 120 et 180€ en 2050.

De même pour le photovoltaïque avec une fourchette de coût de 100 à 150€.

En ce qui concerne la biomasse, les coûts affichés pour 2010 semblent élevés. Il est possible qu’ils concernent des coûts de cogénération chaleur électricité, sans qu’on ait attribué une partie de ces  coûts à la production de chaleur. Les coûts moyens européens pour l’électricité semblent plutôt se situer aujourd’hui autour de 115$/MWh, soit 80€/ MWh environ, coût qu’on propose de maintenir au même niveau en 2050.

Compte tenu de ces observations on peut dresser un nouveau tableau avec des fourchettes de coûts pour les différentes filières et chiffrer les deux scénarios dans les hypothèses hautes et basses de ces coûts

Fourchette de coûts de production de l’électricité en 2050

Coûts de production €/MWh	2010	2050 1	2050 2
Thermique classique	60	150	105
Nucléaire	40	80	105
Hydraulique	30	30	30
Eolien terrestre	80	80	80
Eolien offshore	180	180	120
PV	200	150	100
Biomasse	150	100	80

Si on prend cette fourchette de coûts de production, on trouve, hors investissements de réseau et d’économies d’électricité, les valeurs indiquées dans le tableau ci dessous :

Coûts de production dans les différents scénarios

Scénario Sortie	Scénario Sortie	Scénario tout EPR
Consommation totale	310	500
Coût total production G€	30 -38,4	42,6- 53,8
Coût moyen au kWh prod	9,7 – 12,4 ct€	8,5-10,8 ct€

Pour l’usager il faut ajouter à ces coûts les coûts de transport et de distribution que l’auteur estime  à 57 € par MWh pour le scénario renouvelable et 52 € pour le scénario tout EPR, pour tenir compte de la complexification du réseau dans le scénario ENR.

Facture globale et coûts unitaires pour l’usager (hors taxe)

Scénario Sortie	Scénario Sortie	Scénario tout EPR	Rappel 2009
Coût total au kWh( ht)	15,4 –18ct€	13,7-16ct€	9,6
Facture Globale G€( ht)	47,7- 56,1	68,6-79,8	43,1

Selon les hypothèses de coût des filières retenues, le coût du kWh hors taxe est 12 à 13% moins cher dans le scénario « TOUT EPR » mais la facture annuelle globale est 42 à 44 % plus élevée que dans le scénario « sortie du nucléaire ». On constate d’autre part que les divergences d’estimations des coûts de production n’ont qu’une influence assez mineure sur le résultat final.

Dans les deux scénarios, le coût du kWh (hors taxe) pour l’usager augmente très sensiblement par rapport à 2010, de 40 à 90%. Par contre la facture globale hors taxe n’augmente que de l’ordre de 20% dans les scénarios sortie mais de plus de 70% dans le scénario tout EPR.

Enfin le tableau TTC de la facture globale  et du coût au kWh montre que l’écart de facture globale entre 2009 et le scénario sortie du nucléaire devient négligeable (10% dans le cas le plus défavorable)  même si les coûts au kWh restent nettement plus élevés.

Facture globale et coûts unitaires pour l’usager (TTC)

Scénario Sortie	Scénario Sortie	Scénario tout EPR	Rappel 2009
Coût total au kWh( TTC)	19 -21,7	17,4 -19,6	12,7
Facture Globale G€( TTC)	59,2- 67,5	87,1 -98,3	60,6

Deux questions importantes restent évidemment posées :

• Quels investissements supplémentaires faut-il faire sur le réseau électrique dans les deux cas ?
• Quels investissements faut-il consentir pour faire des économies importantes d’électricité (>30%) et par conséquent quel coût supplémentaire pour les usagers ?

Il est difficile de répondre à la première question. Dans le scénario « sortie du nucléaire », il y a en effet un investissement important de maillage électrique décentralisé à réaliser pour atteindre les points sources renouvelables et mutualiser les productions sur tout le territoire.

Dans le scénario EPR, il faut aussi construire un réseau intelligent pour raboter au maximum la pointe et éviter de voir des centrales nucléaires n’être utilisées qu’un nombre d’heures très modeste par an.

Il est probable que la première solution est plus dispendieuse que la seconde mais il n’est pas aisé de chiffrer cette différence.

La seconde question est celle des économies d’électricité.

Les investissements nécessaires sont évalués par A Grandjean à 300 à 700 milliards € sur la base d‘un coût d’investissement de 2 à 4€ d’investissement pour économiser 1kWh pendant 30 ans. Cette estimation repose sur le calcul du coût de la rénovation thermique d’un bâtiment de l’ordre de 20 000 euros par logement consommant 10 000kWh et permettant d’en économiser 5000 par an, soit 4 € par kWh. Ce calcul est correct et conduit à un coût de l’ordre de 33ct€ au kWh économisé (sur la base d’une durée de vie de 30 ans et du taux d’actualisation de 8% qu’il a retenu, 60 000kWh pour 20 000 euros).

Mais le chauffage en France ne représente que 60 TWh sur les 280 TWh consommés dans le résidentiel tertiaire en 2009 et 450 TWh tous secteurs confondus. Si ces mesures d’isolation sont nécessaires elles le sont tout autant pour les habitations chauffées par d’autres moyens.

Si l’on veut approcher le coût d’investissement d’une réduction de consommation d’électricité de chauffage il serait plus judicieux par exemple d’estimer le coût d’une pompe à chaleur de COP 3 en moyenne sur l’année qui réduit par un facteur 3 la consommation.

Dans l’exemple donné par  A Grandjean d’une dépense de 10 000 kWh par an de chauffage (durant 4 mois) la puissance des radiateurs serait de l’ordre de 7,5 KW (pour répondre aux pointes de froid)  et celle d’une pompe à chaleur de l’ordre de 2,5kW électrique (7,5 kW thermiques), soit un surcoût d’investissement de 5000 euros environ (2000*/kW) pour économiser 6600 kWh par an pendant 20 ans, 0,76 euros d’investissement par kWh et 7ct€ par kWh évité  (10,8kWh actualisés au taux de 8% sur 20 ans) contre 4 euros pour 12,2kWh actualisés sur 30 ans dans l’exemple de Grandjean, un coût de 7 ct d’euro par kWh économisé par la pompe à chaleur contre 33 centimes dans l’exemple de A Grandjean. L’écart de coût est d’un facteur 4,5.

Mais surtout, le plus gros potentiel d’économies d’électricité se situe en fait dans le domaine de l’électricité spécifique, la plupart du temps pour des coûts d’investissement par kWh économisé beaucoup plus faibles que pour les applications thermiques et qui conduisent à un remboursement de l’investissement par les économies d’électricité en 2 à 5 ans.

Donnons en deux exemples :

Si on prend des lampes économes de 20 watts, qui permettent d’économiser 80 Watts pendant 1000 heures par an et une durée de vie de 10 ans, l’économie actualisée d’électricité à 8% sur 10 ans est de 580 kWh pour un surinvestissement de l’ordre de 6 € et un coût de l’ordre de 1 centime d’euro le kWh évité (sans même compter que les lampes à incandescence auront besoin d’être changée 5 à 10 fois pendant la même période de 10 ans.).

Pour le froid alimentaire un coût d’investissement de 100 euros permet d’accéder à la catégorie A ++ des réfrigérateurs et d’économiser 250kWh²  par an pendant 20 ans et un coût de l’ordre de 4 ct€ par kWh.

Il en est de même pour de nombreuses applications domestiques et industrielles.

Si l’on adopte en moyenne un coût actualisé de 5 ct d’euros par kWh évité pour l’ensemble des mesures d’économie d’électricité (ce qui apparaît comme assez élevé au vu des exemples donnés), le surcoût sur la facture globale annuelle sera de l’ordre de 9,5 milliards d’€ (170TWh x5ct€).  Ce surcoût sur la facture d’électricité est nettement inférieur à la différence des coûts des factures globales des deux scénarios qui s’étalent de 21 à 24 G€ selon les coûts de production retenus.

D’autant que le renforcement très probable de la réglementation européenne sur les matériels électroménagers et des incitations fiscales suffisantes sont de nature à faire évoluer rapidement l’offre industrielle vers des matériels économes sans surcoût notoire pour le consommateur (par ex des bonus malus sur les appareils ou une tarification progressive de l’électricité). L’expérience allemande où la consommation d’électricité spécifique des ménages, égale à celle de français en 1998, est aujourd’hui 25% plus faible qu’en France renforce cette analyse. A noter aussi qu’en Allemagne le prix du kWh pour l’usager est environ 25% plus cher, mais la facture payée chaque année analogue à celle d’un français qui consomme 25% de plus d’électricité spécifique. On constate que dans ce pays dont le taux d’équipements en appareils électriques est plus élevé qu’en France, l’efficacité moyenne des appareils est nettement meilleure qu’en France

Globalement il n’est donc pas du tout évident qu’une sortie du nucléaire accompagnée d’une stratégie d’économie d’électricité ambitieuse coûte plus cher à la collectivité et aux usagers que la poursuite de la politique actuelle.

Conclusion provisoire

Malgré quelques divergences sur l’évolution du coût des filières de production d’électricité (en particulier sur le coût d’un accident et sa probabilité d’occurrence et le taux de charge implicite retenu), nous partageons l’analyse d’Alain Grandjean d’une électricité plus chère au kWh dans le scénario sortie du nucléaire que dans le scénario « Tout EPR ». Par contre il ne semble pas que sa seconde affirmation « la facture finale pour le consommateur, en tenant compte de l’amortissement des mesures d’économie d’électricité, serait supérieure d’un facteur 1 à 1,4 en fonction du coût de la MDE qui ne compensent pas les gains sur les volumes d’électricité achetés » soit étayée.

Notre analyse conduit plutôt à des conclusions inverses, qu’il faut cependant tempérer par l’incertitude qui demeure sur les coûts d’investissement et de maintenance des réseaux intelligents indispensables, mais d’architectures différentes, dans les deux scénarios.

Nous partageons par contre ses autres conclusions et questions que nous rappelons ci dessous :

• Capacité et conditions de mise en œuvre d’une politique ambitieuse de MDE
• Capacité des réseaux à gérer la pointe et l’intermittence
• Capacité des ENR à produire un kW de plus en plus compétitif.

Enfin se pose évidemment la question des moyens d’incitation à mettre en place pour réaliser le programme d’économies d’électricité retenu qui apparaît comme crucial. Il suppose certainement d’établir un tarif progressif, de jouer avec les certificats d’économie d’énergie pour les producteurs, d’engager des politiques industrielles vigoureuses et d’instaurer des incitations à l’achat de matériels performants (ex : bonus malus sur l’audiovisuel ou l’électroménager).

L’autre point à ne pas négliger est l’opposition forte que rencontrera inéluctablement cette politique auprès des producteurs distributeurs d’électrcité qui ont tout intérêt, comme le montre la comparaison des scénarios à favoriser une consommation élevée qui permet des chiffres d’affaires 50% plus élevés (quel que soit le mix de production retenu). On ne peut même pas espérer qu’ils puissent se rattraper en vendant des économies d’électricité puisqu’elles sont au moins deux fois moins chères au kWh que sa fourniture (<5ct€ contre 10ct€ hors taxe pout l’électricité distribuée). Dernier point important. Les deux scénarios n’envisagent pas de nouvelles applications de l’électricité, genre pénétration massive des véhicules électriques par exemple qui pourraient gonfler les dépenses d’électricité et détendre l’usage de fossiles dans d’autres secteurs. Mais c’est difficile d’en parler sans faire un scénario énergétique global de la transition. Il me semble préférable d’attendre la sortie du scénario Négawatt. Cela ne retire rien à la question de la comparaison des coûts qu’explicite bien l’exercice ci dessus. Par contre si la consommation d’électricité devait augmenter beaucoup, par exemple de 60 ou 100TWh en 2030 dans les scénario sortie , la mise en place des renouvelables se heurterait probablement à une question de rythme. Il faudrait alors probablement retrouver une soudure avec des CCG, quitte à perdre sur le bilan CO2 de l’électricité, mais en gagnant sur le bilan CO2 global…

1. Rappelons qu’en France en 2009 la capacité installée, hors hydraulique atteignait 91 GW pour une production de l’ordre de 490 TWh, l’hydraulique avec 25 GW fournissant 68 TWh. Hors hydraulique le taux d’utilisation moyen du parc était donc de 49010E 3/ 91 = 5400 heures et un  facteur de charge de 62%. [↩]
2. Voir « Du gâchis à l’intelligence » Global Chance n°27 [↩]

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