Scénarios comparés de sortie de la crise de la dette

Ce post fait suite à la deuxième édition de la conférence « ni Dupes, ni Devins à l’ ENS », à l’ENS, où j’étais invité aux côtés de Michel Aglietta et Pascal Canfin.

Après l’intervention de Pascal Canfin qui présentait son analyse de la crise de l’Euro et en particulier ce qu’il a pu faire en tant que député européen en particulier sur la réglementation des CDS, puis celle de Michel Aglietta (on ne le présente pas!) qui présentait sa vision des causes de la crise et le séquencement de ce qu’il fallait faire à son avis pour en sortir, j’ai présenté en quelques 10 minutes (Voir vidéo ci-après) le contexte, les causes de la crise, mon opinion sur les plans d’austérité, puis le plan de sortie de crise et de transition par création monétaire que nous défendons avec la FNH.

En le revoyant, je me rends compte que je m’exprime de manière un peu trop décontractée : j’ai sans doute abusé d’un parti pris de vulgarisation …mille excuses! Sur le fond j’ai trouvé qu’il y avait beaucoup de convergences sur le diagnostic et la nécessité de changer assez fortement de modèle, une convergence aussi sur l’importance des enjeux écologiques. Sur la porte de sortie le débat est ouvert!

La France peut-elle sortir du nucléaire ? Vidéo du débat avec B. Dessus

Suite à nos débats ici même, Benjamin Dessus et moi-même revenons en vidéo sur la question de la sortie du nucléaire.

Depuis la catastrophe de Fukushima, la question de la sortie du nucléaire est revenue sur le devant de la scène. Comment, à quelles conditions et à quel rythme la France peut-elle effectuer cette transition énergétique ? Débat d’Alternatives Economiques entre Alain Grandjean, économiste et co-fondateur de la société Carbone 4, et Benjamin Dessus, ingénieur et économiste, président de l’association Global Chance.

Partie 1 :

La France peut-elle sortir du nucléaire ? (1/3) par alternativeseconomiques

Partie 2 :

La france peut elle sortir du nucleaire ? (2/3) par alternativeseconomiques

Partie 3 :

La France peut-elle sortir du nucléaire ? (3/3) par alternativeseconomiques

L’électricité nucléaire allemande ne nous manquera pas cette hiver (Billet invité d’Adrien Maurin)

L’un des enjeux du débat énergétique qui s’invite dans la présidentielle est bien la capacité du réseau à tenir au moment des pointes d’appel de puissance hivernales – un black-out un peu long cet hiver donnerait sans doute quelques arguments aux pro-nucléaires.

Alain Grandjean

RTE, le gestionnaire du réseau de transport d’électricité français, a publié le 09 novembre son « Analyse de l’équilibre entre l’offre et la demande d’électricité pour l’hiver 2011-2012″

Le sous-titre est éloquent:

« Le risque de rupture d’approvisionnement est modéré. Une situation globalement comparable à celle de l’hiver dernier.« 
Pourtant, il y quelques semaines, les médias s’étaient affolés (Exemples ici et ) à la publication d’un article de Cap Gemini, qui avertissait: « A court terme, l’arrêt de huit réacteurs nucléaires allemands constitue par exemple une  »menace réelle » de panne électrique en France lors des pics de consommation cet hiver »
Que répond en substance RTE dans son étude?
1) Qu’une intense vague de froid persistante, caractérisée par des températures entre 6 et 8°C inférieures aux normales saisonnières, induirait une augmentation importante de la consommation électrique. Les niveaux d’importation nécessaires pour répondre à cette demande pourraient atteindre 7000 MW, mais resteraient compatibles avec les capacités techniques des réseaux français et européens (9000 MW d’import en France). Le risque de rupture d’approvisionnement reste donc modéré.
2) Que le risque le plus important se situe entre la dernière semaine de novembre et la 3e semaine de décembre, en raison de la faible disponibilité des moyens de production (arrêts techniques). En janvier, tout risque sera écarté en raison de la forte disponibilité du parc de production et la tendance sera à l’exportation. La période entre Noël et le nouvel an ne présente pas non plus de danger puisque la consommation est de toute manière structurellement plus basse à cette période.
3) Que l’arrêt des 8 groupes nucléaires allemands peut réduire la capacité d’importationde la France depuis l’Allemagne en raison des congestions induites sur le réseau allemand. Néanmoins, une étroite collaboration entre RTE, les gestionnaires de réseau allemands et l’ENTSO-E (le syndicat des gestionnaires de réseau de transport européens) devrait réduire au maximum cette limitation. L’ENTSO-E publie début décembre son  »Winter Outlook Report » pour détailler la nouvelle structure de l’équilibre offre-demande européen. Tout porte à croire que si RTE ne s’alarme pas pour la situation française, l’ENTSO-E ne devrait pas s’alarmer non plus.
4) Enfin, RTE rappelle qu’il dispose de nombreux moyens pour répondre cet hiver à une situation d’urgence, qu’il mettra en oeuvre avant de risquer le Black-Out:
- Offres exceptionnelles du mécanisme d’ajustement (dont les capacités sont en hausse, notamment grâce à un appel d’offre de RTE début 2011 pour l’effacement et l’intégration des moyens de la Grande Bretagne depuis 2009 (en plus de l’Allemagne et de la Suisse)),
- Surcharge temporaire de la production de certains groupes (hydraulique et fossile),
- baisse de la tension de 5% sur le réseau (qui induit mécaniquement une baisse de la consommation similaire),
- délestages tournants.
En cas de situation d’urgence prévisible à cause de la météo, RTE peut aussi:
- demander aux producteurs de modifier exceptionnellement leur planning de maintenance pour accroître leurs capacités de production,
- Alerter les pouvoirs publics pour lancer un appel de diminution de la consommation aux heures de pointe à l’ensemble des consommateurs.
Tout cela fait conclure à RTE que le risque de rupture d’approvisionnement électrique reste modéré cet hiver.

Adrien Maurin*

* : Jeune consultant indépendant énergie et environnement, Adrien Maurin est passionné par les aspects sociaux de la transition énergétique. Cette passion l’amène à travailler principalement avec des associations locales, des collectivités ou des ONG, en tant que conseiller technique ou stratégique. Son domaine de prédilection est l’évolution des réseaux électriques.

Débat sur le nucléaire : mise au point suite à un article paru cette semaine dans le Nouvel Obs

J’ai été interviewé par le Nouvel Obs pour commenter le livre de Benjamin Dessus et Bernard Laponche « Pour en finir avec le nucléaire » et dans l’article qui en résulte (page 98 du numéro 2449 du 13 octobre 2011) – dont je n’ai pas fait de relecture – m’est prêté un propos que je n’ai pas tenu. Ce petit post a pour seul objet de corriger cette boulette.

« le vieillissement des réacteurs et les nouvelles normes de sécurité suite à fukushima devraient multiplier par huit ou neuf le prix du kilowattheure nucléaire »

Je n’ai jamais cité ce type de chiffres. Les calculs de coin de table évoqués dans ce blog évoquent un passage d’un coût de production du nucléaire de 30 à 40 euros le MWh actuellement à un coût de l’’ordre de 80 euros le MWh, soit un doublement, ce qui est déjà considérable. L’explication principale (qui n’est pas citée dans l’article) en est principalement le passage à la génération 3, type Flamanville qui alourdirait considérablement la facture.

Au moment où le Figaro sort en couverture le chiffre de 750 milliards d’euros comme coût de sortie du nucléaire, chiffre sans le moindre fondement, je regrette évidemment cette boulette. Si l’on veut impliquer nos concitoyens dans des choix énergétiques aux conséquences sociales et économiques très lourds, il est essentiel qu’ils soient éclairés sur les enjeux économiques de ce débat. Je suis donc d’autant plus désolé pour cette grossière erreur qui ne m’est pas imputable.

Toutes mes excuses. Et à très bientôt.

Alain Grandjean

Quand la Chine stockera … (Billet invité de Michel Lepetit)

En mars 2011, Wang Quigyun, directeur du State Bureau of Material Reserves , annonçait que la Chine allait hisser ses réserves stratégiques d’un niveau de 30 jours d’importations actuellement, à 90 jours, selon le standard de l’Agence Internationale de l’Energie.

Dans son plan d’action pour 2011, le Ministère de l’énergie nationale chinois a ainsi indiqué que les efforts s’accélèreraient pour mettre en œuvre cette seconde phase du projet de stocks stratégiques pétroliers, même si les sites n’avaient pas encore été choisis par le régulateur.

(voir http://www.chinadaily.com.cn/bizchina/2011-03/09/content_12145205.htm)

Crédits image : 2000watts

Au rythme actuel des importations chinoises (source JODI http://www.jodidb.org/TableViewer/tableView.aspx), en ne prenant en compte que le pétrole brut, on parle donc d’un niveau de 4,8 millions de barils (MB) par jour en moyenne pour 2010. Ce rythme d’importations devrait croître rapidement si l’on extrapole la tendance des dernières années : 4,06 MB/j en 2009, 3,57 MB/j en 2008 et 3,27 MB/j en 2007 !… On simplifiera ici à 5MB/j pour le futur proche.

Pour une augmentation de 30 jours à 90 jours des stocks à ce niveau d’importation, la ponction sur le marché pétrolier sera donc, au terme du projet stratégique chinois, de l’ordre de 60 jours x 5 MB/j = 300 millions de barils.

Or l’Agence internationale de l’Energie a pu annoncer le 28 juin 2011 une intervention concertée de ses pays membres pour déstocker 60 MB pour faire face aux troubles en Lybie, sur des stocks stratégiques d’urgence s’élevant globalement à 1600 MB (voir http://www.iea.org/index_info.asp?id=2034).

Elle appelle au même moment  au renforcement de la coopération entre la Chine et l’Agence, émanation de l’OCDE (http://www.iea.org/index_info.asp?id=2036).

Il est connu que la Chine met effectivement en œuvre ses projets, et notamment ceux ayant un caractère stratégique. De la même manière que le douzième plan quinquennal verra la mise en œuvre de la politique de sécurité alimentaire, l’objectif de 90 Jours de stocks en matière de sécurité énergétiques sera lui aussi atteint.

Dans un élan exemplaire de coopération internationale, il ne reste donc plus aux pays de l’OCDE :

-          Qu’à s’informer auprès de leur nouveau partenaire chinois de la date de réalisation des sites de stockage

-          Et à déstocker alors 5 fois ce qu’ils viennent de décider pour permettre en toute quiétude à la Chine de se doter dans les mois qui viennent d’un stock stratégique pétrolier à la hauteur de ses ambitions légitimes, sans impacter ainsi la volatilité des cours du pétrole ni nourrir la spéculation …

Michel Lepetit

Président de Global Warning

Sortir du nucléaire à quel prix, suite

Merci  à tous ceux qui ont pris le temps de lire mon précédent post sur le sujet et de me faire des commentaires critiques (postées ou non sur le blog). Je vais essayer de faire avancer la réflexion en tenant compte de ces remarques. Cela va me conduire à mieux préciser certains chiffrages et  à en corriger certains. Puis à proposer une démarche, et le scénario qui me semble le mieux tenir compte, rationnellement, des contraintes en jeu.

1 Le coût futur du nucléaire

Les estimations actuelles du coût de production de l’EPR sont de l’ordre de 60 euros le MWh ; elles sont faites selon les règles habituelles pour un coût de construction de l’ordre de 3000 euros le Kw (soit environ 5 Milliards pour 1,6 GW) et avec un taux de disponibilité de 90 %. Une provision pour déconstruction est intégrée dans ce montant pour 1 euro en ordre de grandeur.  Une provision complémentaire  pour couverture d’un risque d’’accident majeur  serait de l’ordre de 1 euro (voir post sur le sujet). Si l’on prend réduit la disponibilité à 80% le coût augmente de 7 euros le MWh. Si la construction coûte 10% de plus (pour des raisons liées à une augmentation du niveau de sûreté le surcoût au MWh est aussi de 7 euros. Le coût de 80 euros le MWh que j’ai retenu est donc plutôt majorant.

2 Le coût futur des ENR et le mix ENR

J’ai retenu dans le scénario de sortie du nucléaire un mix ENR à 2050 une production de 110 TWh d’éolien et de 60 de solaire photovoltaïque et un  coût au MWh solaire de 150 euros le MWh. Il se pourrait que le PV se développe plus  et que l’éolien plafonne. Cela s’observerait dans une hypothèse de poursuite de la baisse du coût du PV. L’éolien off-shore pourrait être moins coûteux (150 euros le MWh au lieu de 180). Mais au total cela ne changera pas l’ordre de grandeur du coût moyen de production  de l’électricité qui ressort pour  ce type de scénario dans une fourchette de 210 à  230 euros le MWhTTC (contre 180 dans le calcul tout EPR).

3 Besoins d’investissements dans le scénario ENR

Quand on raisonne en investissements cumulés comme je l’ai fait et non en investissements actualisés il faut tenir compte de la durée de vie limité des investissements dans les ENR. Le chiffre mentionné de 200 milliards d ’Euros est donc à multiplier par un facteur compris entre 1 et 2 (2 si la durée de vie des équipements est de 20 ans, 1 si elle est supérieure à 40 ).

Concernant les investissements dans les réseaux et le stockage de l’électricité l’inconnue reste grande.

4  Cout de l’efficacité énergétique dans le scénario de sortie du nucléaire

J’avais   choisi, en indiquant que c’était un calcul « pifométrique »,  pour valoriser ce que vont payer les usagers afin de réduire leur consommation d’électricité, de partir des coûts, à peu près connus, de l’isolation thermique du bâtiment.  J’en déduisais un coût d’investissement de 2 à 4 euros pour éviter  un KWh pendant 30 ans, soit un coût de 16 à 33 c le kWh évité. Benjamin Dessus estime de son côté que  les investissements à réaliser seraient en moyenne, de l’ordre de 5 c d’euros le kWh économisé, soit 3 à 6 fois moins . Ce faible coût serait à ses yeux d’autant plus crédible qu’il peut s’agir de kWh accessibles via des réglementations où l’Europe a un réel pouvoir et une crédibilité forte. Dit autrement, les premiers gisements d’économie d’énergie seraient plutôt à chercher dans l’électricité spécifique et dans la régulation de l’énergie que dans l’isolation thermique du bâti[1]. Je suis d’accord avec cette remarque.

Pour rappel la consommation énergétique finale française d’environ 1600 TWh se répartit comme le montre le tableau. On voit en effet que le chauffage électrique ne représente que 60 TWh soit de l’ordre de 15% de la  consommation électrique française totale et 4 % de la consommation d’énergie finale.

En revanche il n’est pas facile de connaître les coûts par MWh évités, dans la pratique, car on manque de données et de recul. En particulier dans  l’industrie qui consomme un tiers de l’énergie final en ordre de grandeur (et hors transports associés) .Dans tous les cas il convient en outre d’évaluer le potentiel de réduction associé à une catégorie de mesure. Enfin le mode de calcul joue[2]

En effet les premiers KWh à économiser sont les moins chers (sans doute autour de 1c€/kWh cumac) et il y a certainement un potentiel à ce coût de l’ordre de 10 à 20 TWh , si on en a la volonté et les moyens ; mais par contre au delà des premiers TWh les opérations sont plus coûteuses, On peut se dire qu’il y a toute une gamme d’opérations qui vont de quelques centimes à 15 cEuros. Il me semble impossible d’affirmer aujourd’hui que le « bon » chiffre est à 5 mais il est en effet probablement inférieur à 15.

L’estimation de la charge annuelle serait donc inférieure  au chiffre que j’avais indiqué ( 30 à 60 milliards). Prenons pour l’exemple 10 c le kWh. Sur 170 TWh cela conduirait à un surcoût annuel de l’ordre de 20 Milliards. Du coup les factures des deux scénarios ressortent à parité (en gros 70 milliards annuels, pour 500 TWh consommés côté tout EPR et pour 310 TWH coté MDE/EPR).

Il n’est donc pas impossible que les coûts supportés in fine chaque année par le consommateur soient du même ordre de grandeur. Rappelons cependant que la question du stockage, des réseaux et de l’intermittence restent une inconnue de ce scénario, et que les coûts associés sont donc à ce stade estimés aussi « au doigt mouillé ».

Cependant cela n’empêche pas qu’il faille par ailleurs, au nom de la lutte contre le changement climatique, procéder aux rénovations lourdes. Le logement (résidentiel et tertiaire) est en effet  responsable de 20 à 25 % des émissions de GES en France et de plus de 40 % de la consommation d’énergie.  S’il est donc inexact d’attribuer la charge de l’investissement total de la rénovation thermique à une éventuelle sortie du nucléaire,  il faut  avoir à l’esprit que cette charge sera bien présente et sans doute prioritaire si les coûts des énergies fossiles continuent à augmenter ce qui est probable. Il faut également avoir à l’esprit que beaucoup de ces opérations ne sont pas assez rentables par les ménages (et par les entreprises) pour être entreprises aujourd’hui sans une incitation forte voire une obligation.

Enfin ne déduisons pas de cette analyse-ci qu’il faudrait nécessairement commencer par les opérations peu coûteuses d’efficacité thermique , qui seraient suffisantes pour se passer à terme du nucléaire. La priorité pourrait être, du fait du Peak Oil, d’accélérer la sortie du pétrole et d’effectuer de ce fait plus rapidement les rénovations thermiques lourdes.

5 Réalisme des objectifs de réduction de la consommation d’énergie.

J’ai pris pour illustrer le propos un objectif à 2050 de réduction de la consommation d’électricité de 30%. Il n’est pas possible de dire quatre décennies à l’avance si c’est réaliste ou pas. Pas facile non plus de savoir si cet objectif est atteint à « iso-confort ». Ce chiffre de 30 % me paraît un majorant de ce qu’il est possible aujourd’hui de se donner comme objectif. Il nécessite une vraie politique maîtrise de la demande qu’on ne constate pas aujourd’hui malgré le Grenelle et malgré la crise financière. Certains commentateurs me trouvent bien optimistes, (ou décroissantistes) d’autres bien prudents…Je me dis qu’il faut procéder par étapes et faire des essais en vraie grandeur : que donne une politique de la demande sérieuse accompagnée de coûts croissants de l’énergie ?

6 Transfert  de modes énergétiques

La limite la plus importante à l’approche  choisie c’est bien sûr d’avoir raisonné à modes énergétiques constants. Or il est possible que des usages aujourd’hui satisfaits directement par des énergies fossiles le soient demain par l’électricité. François Dauphin estime ce report à 100 à 150 TWh. Cela suppose une transition énergétique qui soit centrée d’abord sur le développement des usages électriques, ce qui n’est clairement pas compatible avec un scénario de sortir du nucléaire rapide ou moyennement rapide. Les études sur la voiture électrique montre que son intérêt est discutable[3]. Il est donc très difficile de trancher.

A ce stade la bonne méthode consiste à repartir d’un scénario global traitant simultanément de tous les secteurs, et des substitutions possibles…. A suivre donc.

7 Scénarios optimaux

La comparaison des deux scénarios (l’un avec sortie du nucléaire à horizon 2050 et l’autre avec généralisation de l’EPR) avait essentiellement pour but de permettre une réflexion sur les coûts monétaires  et le prix futur de l’électricité. Elle a permis d’en déduire quelques premières conclusions.

  1. En dehors des coûts liés à l’efficacité énergétique le prix de l’électricité pourrait doubler dans des scénarios opposés. Les charges totales pour le consommateur (coût de l’électricité plus amortissement des dépenses d’économie d’énergie) pourraient être du même ordre dans ces deux scénarios, passant de 45 milliards annuels aujourd’hui à 70 milliards demain, soit 50% d’augmentation. Un programme d’investissements important est à prévoir de l’ordre de 300 milliards pour le scénario EPR et sans doute plus pour le scénario MDE/ENR (disons 300 pour les ENR et 150  pour l’efficacité énergétique). A ce programme d’investissements devront s’ajouter dans la même période les investissements nécessaires pour réduire notre dépendance aux énergies fossiles (pétrole et gaz).
  2. Augmenter une charge de 50 % sur une période de 40 ans se traduit par une croissance annuelle de moins de 2%. Si l’on fait le même raisonnement avec le total de la facture énergétique et si l’on constate un doublement de cette facture, sur 40 ans cela se traduit par une croissance annuelle de 2%. Rien d’impossible! Par ailleurs des investissements de l’ordre de 2% du PIB ne sont pas non plus démesurés. Si l’on raccourcit le délai cela devient évidemment plus difficile.  La question du rythme est donc  essentielle : ce qui est faisable avec un peu de temps devient héroïque dans la précipitation.
  3. La rentabilité de ces investissements pour les acteurs (que ce soit des producteurs ou pour les consommateurs) est aujourd’hui insuffisante au vu des mécanismes économiques et du faible prix du carbone. Il faut dans tous les cas revoir  la gouvernance et la régulation de l’énergie.
  4. Il y a  des incertitudes importantes sur les plans techniques et économiques tant pour ce qui concerne la France que pour son environnement international du fait notamment du peak oil mais aussi du fait de la multiplication des crises de toute nature, climatiques ou autres.

Si l’on veut ménager l’avenir, tenir compte de la dimension économique et ouvrir les possibles, la stratégie la plus cohérente consiste à favoriser des scénarios « incrémentaux » avec à la fois :

  • une hausse du prix de l’électricité (qui de toute façon est à l’ordre du jour du fait de la loi NOME)
  • le lancement d’un programme d’efficacité énergétique ambitieux
  • la reprise de l’investissement dans les ENR, en l’adaptant en fonction de  la baisse des  coûts des technologies
  • des prolongements de centrales nucléaires au-delà des 30 années minimales en fonction des besoins  à couvrir (moins de besoins, moins de fossiles, plus d’ENR conduit ou non à moins d’électricité nucléaire)
  • la construction de l’EPR comme alternative au prolongement des centrales,  pour se prémunir du risque de rupture d’approvisionnement au cas où  les programmes d’ efficacité ne marchent pas suffisamment ou pas suffisamment vite et où par ailleurs les tensions sur le pétrole obligent à des reports sur l’électricité. Et pour offrir une alternative au prolongement des centrales existantes, même si elle est bien plus coûteuse.

Dans tous les cas, ce type de scénarios doit se construire en concertation avec nos partenaires européens. La plaque européenne commence à être bien interconnectée et des insuffisances de production  liées à une sortie trop rapide du nucléaire non coordonnée (des deux côtés du Rhin) pourrait conduire à des black-outs dangereux au plan humain et industriel , et désastreux pour la crédibilité de ceux qui souhaitent de bonne foi limiter les risques encourus par les populations. Ou alors à des émissions de CO2 et une dépendance aux fossiles croissantes, ce qui n’est sans doute pas le but recherché.

Alain Grandjean

Pour compléter cette lecture, voici les autres posts de ce dossier :

L’équation Climat-Energie après la catastrophe nucléaire de Fukushima

Sortir du nucléaire : à quel prix ?

Sortir du nucléaire : à quel rythme ?

Commentaires de Benjamin Dessus sur le prix d’une sortie du nucléaire

Couverture du risque nucléaire : qui doit payer ?

Sortir du nucléaire en France : quelle gouvernance, quel financement ?


[1] Ce qu’on appelle l’efficacité active, par opposition à l’isolation, qui est de l’efficacité passive.

[2] Les chiffres sont parfois donnés en c€/kWh cumac (cumulé actualisé) mais pas toujours et pas toujours au même taux.

[3] Voir le dernier rapport du Conseil d’analyse stratégique, http://www.strategie.gouv.fr/content/rapport-la-voiture-de-demain-carburants-et-electricite-0

Sortir du nucléaire en France : quelle gouvernance, quel financement ?

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, et ). 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 []

Couverture du risque d’accident nucléaire : qui doit payer quoi ?

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.

Les distances depuis Fukushima sur la carte Google Earth du Japon - mis en ligne par bizenjirapid213 sur Twitpic

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


[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.

Benjamin Dessus commente en détails la note : « Sortir du nucléaire : à quel prix »

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

Benjamin Dessus, président de 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 []

Sortir du nucléaire, à quel rythme en France ?

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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