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

1 décembre 2011

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

Sortir du nucléaire à quel prix, suite

4 juillet 2011

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 ?

30 juin 2011

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 []

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

11 juin 2011

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 en France : à quel prix ?

13 mai 2011

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

Notre comportement en matière énergétique est facile à comprendre : c’est celui d’un passager clandestin qui souhaite profiter du voyage sans en payer le prix. Edison eut l’idée de sortir les lampes à suif polluantes et malodorantes des maisons pour les remplacer par des ampoules propres. La pollution disparut comme par enchantement… du regard et du nez des habitants, pas de la planète. Il fallait bien produire l’électricité, et les centrales à charbon n’ont jamais été un modèle de propreté2

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

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

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

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

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

Parlons argent

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

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

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

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

Coût MWh pour un consommateur résidentiel au tarif réglementé

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

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

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

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

Un exemple de scénario

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

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

  • une réduction d’un tiers de la consommation d’électricité9 , ce qui suppose d’énormes efforts dans le domaine de maitrise de la demande, et dans les autres domaines pour décarboner la mobilité et les processus industriels. Cela suppose bien sûr aussi une grande sobriété de la part des consommateurs.
  • une division par 2 de l’électricité d’origine thermique (le passage au gaz fait déjà un facteur 2 sur les émissions actuelles de CO2, relativement importantes du fait du recours au charbon en France, qui va être sorti du mix dans les prochaines années) et le développement de l’éolien, du photovoltaïque et de la biomasse à des niveaux inférieurs à leurs potentiels « techniques » (c’est-à-dire indépendamment, à ce stade du raisonnement des questions d’acceptabilité sociale),
  • une suppression de « l’exportation nette » (ce qui veut dire en moyenne autant d’import que d’export sur l’année)
  • une augmentation de la capacité des réseaux (stockage compris via des solutions à imaginer) à absorber l’intermittence et la variabilité des ENR .

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

Remarque:

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

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

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

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

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

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

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

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

  • la généralisation progressive de l’EPR 13 à la place du parc installé
  • la nécessaire incorporation d’une prime de risque14 (de quelques euros par MWh probablement) et la réévaluation du coût du démantèlement
  • la nécessité à partir de 2040 de passer en génération 4, dont les coûts sont à ce stade incertains mais dont on peut penser qu’ils seront de toutes façons plus élevés, surtout pour les premières installations industrielles

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

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

Quels écarts de prix et de facture finale ?

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

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

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

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

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

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

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

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

Quel programme d’investissement ?

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

Commençons par le scénario MDE/ENR.

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

Cliquez sur15 pour accéder à la note 15 du tableau.

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

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

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

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

Quelles conclusions en tirer ?

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

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

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

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

Plusieurs questions doivent être regardées avec soin :

  • la capacité à mettre en œuvre une politique de MDE massive (sinon les ENR ne fourniront pas l’énergie nécessaire ou à un coût très élevé) ; ses limites et son coût
  • la capacité des réseaux à gérer l’intermittence et la pointe
  • la capacité des autres secteurs (mobilité, industrie) à se passer d’électricité sans recourir à une énergie carbonée.
  • la capacité des ENR et surtout le PV à produire un kW de plus en plus compétitif convergeant vers les 2000 euros le kW 17 installé à terme

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

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

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

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

  • en lançant sérieusement un programme MDE et en suivant de très près ses résultats
  • en investissant au « bon » rythme18 dans les ENR
  • en préparant le prolongement de suffisamment de centrales nucléaires et en maximisant leur niveau de sécurité
  • en n’abandonnant pas l’EPR qui améliore la sécurité et peut rester une solution bas carbone de compromis, en attendant d’avoir levé toutes les incertitudes actuelles.

Des prix aux coûts.

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

A suivre…

Alain Grandjean


Annexes :

Données Eurostat sur le prix de l’électricité

Electricity Prices for Household Consumers

Electricity Prices for Household and Industrial Consumers

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

Notes :

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

    L’équation climat-énergie après la catastrophe nucléaire de Fukushima

    29 mars 2011

    La catastrophe nucléaire de Fukushima repose la question de la place du nucléaire dans les politiques énergétiques du monde entier. Elle va sérieusement compliquer la résolution de l’équation climat-énergie, qui ressemblait déjà à la quadrature du cercle. Elle pourrait cependant contribuer à un sursaut nécessaire aujourd’hui à une humanité qui fonce tous feux éteints vers l’abime. A la condition qu’elle soit intégrée dans une vision globale de notre rapport au monde.

    La nécessaire refonte de l’organisation énergétique européenne et française

    Nous ne savons pas encore l’ampleur de la catastrophe, qui semble d’ores et déjà plus grave que celle de Three Miles Island. Mais le simple fait que ces installations soient faites dans un pays de très haut niveau de technicité et qui avait une conscience claire et documentée du risque sismique (en rappelant que ce tremblement de terre n’est pas le big one) décrébilise durablement le secteur dans son ensemble.


    Cette perte de crédibilité va rendre inaudible un argument de bon sens : cet accident est lié à la sismicité de la zone et les réacteurs de Fukushima étaient anciens. Mais alors, soit les autorités le savaient et ont laissé faire, soit elles n’en avaient pas une claire conscience. Dans les deux cas qui nous dit qu’un risque de même ampleur (pas nécessairement lié à un séisme) ne nous est pas occulté sciemment ou inconsciemment ? Ce doute va d’autant plus s’installer que la transparence de l’industrie nucléaire est, à tort ou à raison, loin d’être considérée comme sa première qualité. La science et la technique ayant déjà été fort mises à mal par la vache folle, l’apparent excès de précaution dans la crise du H1N1, le débat avec les climato-sceptiques…, la parole de l’expert est de plus en plus contestée. Il y a fort à parier que la perte de crédibilité va être telle que les arguments rationnels ne porteront pas.

    Très concrètement, la question de la gouvernance du nucléaire est également posée avec acuité. Quel dispositif peut donner confiance ? Un exploitant privé ne peut-il pas être toujours soupçonné de sous-investir en sécurité et maintenance, comme Tepco l’a semble-t-il fait ? L’autorité de sûreté a-t-elle toujours assez de poids pour contraindre à des arrêts et éventuellement des investissements lourds quand nécessaire ? Comment organiser les liens entre les opérateurs et le gouvernement en période de difficultés ? Dès lors la question centrale de la libéralisation du marché de l’énergie tous azimuts en Europe va être reposée. C’est d’ailleurs une bonne chose, tant l’idéologie néo-libérale qui domine dans les politiques énergétiques 1.est à l’origine d’un « monstre » (l’organisation énergétique en France ) qu’il est nécessaire et urgent de remettre en cause.

    Le ralentissement du nucléaire

    La première conséquence concrète de Fukushima devrait être l’arrêt des programmes « low-cost et sécurité non maximale 2». Et, espérons-le, l’arrêt des tranches existantes insuffisamment sécurisées. Mais il n’est pas impossible qu’on assiste à un gel du nucléaire –au sens d’arrêt des projets de nouvelles centrales – la seule question étant de savoir dans quelles régions du monde il n’aura pas lieu.

    Ce gel va se faire pour des raisons d’acceptabilité sociale liée à cette perte de crédit, mais aussi pour des raisons de rentabilité financière et de coûts. Les conséquences économiques de l’accident de Fukushima ne seront pas faciles à évaluer dans un contexte aussi complexe : les impacts cumulés du tsunami, du tremblement de terre et de cet accident vont avoir un effet sur le PIB japonais; l’économie japonaise est probablement amenée à souffrir pendant des mois. Difficiles à évaluer, elles n’en sont pas moins considérables. Les assureurs, les réassureurs et certainement l’Etat japonais vont avoir une très grosse facture à régler.

    Qui va prendre la décision dans les comités d’engagement des banques et au sein des gouvernements de lancer une nouvelle centrale, du fait de cette évidence d’un risque potentiel élevé au plan humain et économique?

    Comment enfin ne pas faire augmenter la facture des nouveaux réacteurs (et plus généralement de toutes les opérations du cycle) pour augmenter encore les assurances de sécurité ? Dès lors, la compétitivité du nucléaire va baisser fortement. Pile au moment où les yeux sont rivés vers la baisse du prix du gaz aux USA, du fait de gisements de gaz non conventionnels (GNC) et même si l’ampleur des réserves de GNC est un objet de controverse et si ce nouvel eldorado n’est encore que très hypothétique.

    Pour les parcs installés, notamment en France, le cœur du débat – et il est probable que ce sera l’un des enjeux de la présidentielle – va porter sur l’alternative « démantèlement ou prolongement3 ». L’option centrale jusque là du renouvellement intégral du parc va certainement être réexaminée, même si les enjeux sont considérables : 1 tranche de 900 MW fournit l’électricité à 550 000 logements chauffés à l’électricité ou 2 100 000 logements chauffés autrement. Et remplacer, toutes choses égales par ailleurs, une centrale nucléaire par des éoliennes (à compléter aujourd’hui par des CCG pour faire face aux creux de vent) c’est investir 5 milliards d’euros4.

    Ouvrir les yeux

    Même si le problème ne se pose évidemment pas de la même manière dans tous les pays (la part du nucléaire varie de 0 à environ 75 % en France dans la production électrique), il est plus que probable que Fukushima va conduire à la réduction de la part relative du nucléaire dans le mix énergétique mondial (qui représente environ 14% de la production électrique mondiale ).

    Nous allons donc nous trouver devant un choix radical.

    • 1/ Poursuivre sur notre lancée, et remplacer le nucléaire manquant au rendez-vous par du charbon et du gaz (conventionnel ou non), qui sont aujourd’hui encore les sources de production électrique les moins coûteuses. La conséquence de cette option est claire : c’est l’aggravation de la dérive climatique car cette substitution conduit à plus d’émissions de CO2. Si l’on remplaçait la production nucléaire actuelle par un mix gaz/charbon, on augmenterait, toutes choses égales par ailleurs, les émissions de CO2 de une à deux GTCO2 (milliards de tonnes de CO25). Comme nous envisageons bravement de continuer à faire croître notre production électrique, le faire  par le recours aux fossiles dans un scénario « tendanciel » c’est augmenter la facture climatique d’un montant de l’ordre de 10 GT CO2 ; alors qu’il s’agit de viser sa réduction de plus de la moitié à cet horizon (passer de 50 GTCO2 qui est le montant actuel des émissions à 20 environ en 2050)….
    • 2/ Nous ressaisir et nous mobiliser pour changer de route et remplacer le nucléaire manquant au rendez-vous par une réduction accrue de notre consommation d’énergie (qu’il faut de toutes façons réduire, avec ou sans la réduction du nucléaire envisagée) et par du renouvelable.

    Il est d’abord impératif de réduire notre consommation d’énergie (et bien sûr pas que pour l’électricité). D’abord par la sobriété. Au delà d’un certain niveau (nécessaire pour les besoins de base et un minimum de confort) l’accès à la puissance, à la consommation d’énergie et au gaspillage (conscient ou pas) ne font pas le bonheur. Nous le savons. En revanche ils font de l’activité économique et de l’emploi. Ils mobilisent les équipes marketing qui nous abreuvent de publicité et stimulent nos désirs en permanence. Nous allons devoir nous désintoxiquer et ce ne sera pas facile.

    Nous allons devoir également investir lourdement : l’isolation des logements coûte en ordre de grandeur 30 000 euros pour 100 m2. La rénovation accélérée de 30 millions de logements est un investissement considérable, à réaliser rapidement6. Et sa rentabilité pour le ménage n’est pas évidente, au prix actuel de l’ énergie. Il va falloir améliorer notre efficacité énergétique dans tous les secteurs.

    De nombreux espoirs sont fondés sur les renouvelables, qui font l’objet d’investissements et d’aides publiques importants. Pour l’électricité, leur contribution mondiale est aujourd’hui de l’ordre de 3% hors hydraulique qui en représente environ 15%. L’éolien et le solaire (photovoltaïque ou thermodynamique à concentration) ont produit 250 TWH (soit 1,5% de la production mondiale) mais ont cru très fortement (30% par an dans les 10 dernières années). Toute la question est donc celle du rythme de la croissance future. Sur 20 ans un taux de 10% par an fait passer les 250 à 1700 TWH ; à 20 % on atteint en 2030 près de 10 000 TWH. Les autres renouvelables (grand hydraulique dans les pays émergents, biomasse si cela ne se fait pas au détriment de la forêt ou de l’alimentation) peuvent croitre aussi plus ou moins vite.

    La vitesse de pénétration effective des renouvelables dépend de nombreux facteurs : la poursuite des efforts publics de soutiens aux filières, la date d’arrivée de la « parité réseau »7 pour le solaire, la disponibilité des matériaux nécessaires en quantité suffisante et à un prix acceptable, une capacité de production de ses énergies dans des pays à faible intensité carbone de l’énergie8 , la résolution des problèmes posés par la variabilité ou l’intermittence de ces énergies9, l’acceptation par le public des nuisances ressenties (en France par exemple les éoliennes passent assez mal10) et, bien sûr, la vitesse de la mise en place d’un coût au carbone suffisant.11

    Un appel au sursaut

    Le sursaut est un immense défi. Son enjeu est vital. Il s’agit de cesser d’entretenir ce monde de crises et de violences dont l’intensité est « programmée » pour créer un monde plus humain.

    Ce ne sera pas facile.

    Nous allons devoir accepter une contrainte que nous refusons12 : payer notre énergie de plus en plus cher. A la fois pour nous inciter à réduire notre consommation et éviter l’effet rebond13, à la fois parce que le passage à un nouveau mode de production / consommation plus sobre et moins carboné nécessite de mettre un prix au carbone, et parce qu’il va falloir investir considérablement (dans les nouvelles énergies, et dans les dispositifs de réduction d’énergie).

    Elle va aussi nous obliger à consacrer une part plus importante de nos revenus à l’investissement et une moindre à la consommation. Impossible bien sûr sans une politique sociale adaptée, mais même dans cette hypothèse, pas du tout facile.

    Elle va aussi nous contraindre à accélérer la mutation de notre économie vers des activités moins consommatrices de ressources et d’énergie. Ce qui ne se fera pas sans résistances et sans remises en cause fortes : des emplois vont disparaître dans les secteurs « consuméristes » dans la production et la distribution d’énergie fossile, les emplois à créer sont dans la réparation, le recyclage, la maintenance, le bâtiment, l’agriculture…secteurs dont il n’est pas certain qu’ils attirent spontanément les jeunes !

    Souhaitons que la puissance des chocs provoqués par Fukushima et par la crise au Moyen-Orient soit suffisante pour nous ouvrir les yeux et nous faire accepter ce défi sans précédent, voire pour nous en donner envie !

    Alain Grandjean

    1 Il va falloir d’ailleurs remettre en cause cette idéologie et les dispositifs qu’elle a secrétés également dans le domaine des transports…et bien sûr dans le domaine monétaire !

    2 L’appel d’offres d’une centrale nucléaire à Abu dhabi avait été perdu par l’industrie nucléaire contre l’entreprise sud-coréenne Kepco proposant une solution moins sécurisée et moins chère.

    3 Les centrales sont prolongées par tranche de 10 ans jusqu’à 40 ans. En 2018, Fessenheim, la plus ancienne, aura 30 ans ; la décision de la prolonger ou non jusqu’en 2028 sera prise prochainement (la visite décennale ayant eu lieu). Mais la mise en place de substituts aux centrales nucléaires et/ou de plans lourds de réduction de la demande d’énergie prend plusieurs années.

    4 Il faut en effet pour remplacer une tranche de 900 MW, environ 1800 éoliennes de 2,5 MW et 2 CCG de 400 MW pour faire face à l’intermittence

    5 La production mondiale d’électricité est de 20 000 TWH et elle émet 12 GTCO2 (milliards de tonne de CO2) ; soit environ 600 grammes de CO2 par kwh. Le nucléaire c’est environ 2 800 TWH, qui émettent environ 56 MTCO2 (millions de tonnes de CO2), soit 20 grammes par kwh. Passer à la technologie la moins émettrice (le cycle combiné gaz) ce serait passer à environ 400 grammes par kwh, soit 1 GTCO2. Le charbon c’est le double.

    6 Si l’on voulait rénover le parc en 30 ans il faudrait investir chaque année au moins 30 milliards sans compter les coûts de formation et de déploiement de la filière

    7 Le solaire photovoltaïque est encore en France 5 fois plus couteux que le charbon ou le gaz (25 à 30 centimes le kwh contre 5 à 6). L’EPIA voit arriver la parité réseau en Europe entre maintenant (pour l’Italie) et 2030 pour les pays nordiques

    8 Fabriquer des panneaux photovoltaïques avec de l’électricité faite au charbon, n’ a aucun sens au plan climatique.

    9 Les gestionnaires de réseau ont fait d’énormes progrès mais la question du stockage de l’électricité n’est pas encore résolue

    10 Les nanotechnologies envisagées dans les filières au meilleur rendement font l’objet d’une grande méfiance de la part du public

    11 Ce qui veut dire une taxe carbone, sous une forme ou sous une autre, dont le niveau doit s’élever rapidement à 100 euros la tonne de CO2.

    12 Du débat à la taxe carbone, à la récente déclaration du ministre de l’énergie suite à la déclaration d’EDF sur le prix de l’électricité, tout montre que les gouvernements n’arrivent pas à faire accepter aux citoyens ce qui est pourtant une absolue nécessité.

    13 L’effet rebond est bien connu et bien observé : une baisse de la consommation unitaire d’un bien ne s’accompagne pas de la baisse totale des consommations. Pour les maisons c’est le fait qu’une maison mieux isolée permet de se chauffer plus à budget énergétique constant. C’est le fait que les économies d’énergie faites grâce à un appareil libèrent un pouvoir d’achat qui permet d’acheter un autre appareil…

    Une petite histoire de l’ère industrielle

    17 novembre 2010

    Excellente vidéo, limpide et pédagogique du Post Carbon Institute. N’hésitez pas à la partager sur vos réseaux…

    En quoi les gaz non-conventionnels changent les donnes énergétique et climatique ?

    11 novembre 2010

    Le petit monde de l’énergie est en effervescence depuis que les américains exploitent de manière substantielle, et imprévue il y a moins de 10 ans, les « shale gaz ». Il s’agit de gaz (le méthane) contenus dans des roches que de nouvelles techniques de fracturation permettent d’exploiter et de produire de manière économiquement rentable. A côté des shales gaz d’autres sources de gaz non conventionnels1 (« tight gaz » ou « coal-bed methane ») se développent. Ce nouvel eldorado a déjà plusieurs conséquences concrètes : les américains réduisent leurs importations de gaz (et envisagent sérieusement de devenir exportateurs de gaz liquéfié), son prix se stabilise et se décorrèle du prix du pétrole. Le gaz non conventionnel représente aujourd’hui 50% de la consommation américaine de gaz2 et pourrait en représenter plus de 60% en 2020.

    Certains commentateurs (voir un papier paru dans le Financial Times3) voient là une nouvelle révolution énergétique, un changement majeur des donnes énergétique, climatique, et… géopolitique. Que peut-on en dire aujourd’hui ?

    Légende : « Le forage horizontal en particulier et la fracturation hydraulique des roches [...] ont rendu possible le développement de la production de gaz non conventionnel »

    Des réserves difficiles à évaluer

    Du côté des réserves de gaz non conventionnels les chiffres valsent et varient de 1 à 10. L’AIE les estime à environ 800 Tm3, soit de l’ordre de 700 GTEP4. Disons le tout net, personne n’en sait rien aujourd’hui. Les technologies de production sont trop récentes pour que l’exploration des gisements potentiels puisse être considérée comme exhaustive. Il est assez clair que les USA ont des réserves importantes et exploitables. La Chine et l’Australie développent leur potentiel. Les autres pays explorent. D’autre part, les ressources extractibles dépendent du prix de marché du gaz. Rien au total ne permet de trancher aujourd’hui sur les chiffres comme c’est devenu possible dans le domaine du pétrole conventionnel par exemple.

    L’Europe quant à elle ne sera probablement pas un gros acteur : le forage du shale gaz passe par une …forêt de puits, des pollutions encore mal évaluées et surtout, aux USA, est favorisé par le fait que les propriétaires d’un sol ont un droit sur les richesses du sous-sol. En Chine, on peut compter sur le caractère autoritaire du régime pour passer outre les résistances des riverains … En Europe aucun de ces deux leviers n’est en œuvre.

    Du côté du climat, un impact probablement négatif

    Les shale gaz ne changent évidemment rien au fait qu’il y a de toutes façons trop d’énergie fossile sous terre par rapport à ce que l’on doit brûler pour limiter le changement climatique en cours. Certains commentateurs estiment pourtant que le développement du gaz est favorable à court terme au climat, en limitant la part du charbon.

    Au contraire, et c’est un effet négatif, en donnant à nouveau l’espoir d’accéder à une énergie abondante et moins carbonée que le charbon, les gaz non conventionnels pourraient juste aggraver le problème : si l’on exploite plus de gisements de gaz aujourd’hui cela ne nous empêche pas de brûler du charbon aujourd’hui et encore moins demain. Par ailleurs, la baisse actuelle des prix spots du gaz font perdre en compétitivité les énergies décarbonées (nucléaire, hydraulique , éolien et solaire).
    Il faut le réaffirmer avec force : la régulation climatique passe par des mesures de politique publique (réglementations et prix donné au carbone). La simple rareté prévisionnelle ou imaginée des énergies fossiles ne constituera jamais, en temps utile, une politique climatique !

    Du côté des prix c’est la bouteille d’encre

    La baisse constatée du prix du gaz fait rêver certains. Il n’y a plus de raison que le prix du gaz soit corrélé à celui du pétrole. Les usages sont déjà différents (les pétroles pour la mobilité et la pétrochimie, le gaz pour le chauffage et l’électricité). Si en plus les processus de production sont complètement différents (pas de pétrole là où on exploite du gaz non conventionnel, alors que le gaz était en partie issu de champs de pétrole) il n’y a plus de raison de lier les prix de ces deux sources d’énergie .
    Mais le débat fait rage : si le gaz non conventionnel est moins abondant que ce que pensent les optimistes il n’aura pas d’effet de moyen terme sur le prix. Par ailleurs et surtout, le gaz n’est pas l’objet d’un marché mondial mais de grands marchés régionaux, avec des coûts de transport importants. L’Europe qui est durablement déficitaire en énergie devra toujours payer le prix du pétrole, du gaz et de son acheminement. Aujourd’hui elle paie le gaz environ 10 dollars par MBTU alors qu’il se traite à 4 dollars aux USA.

    Les gaz non conventionnels et le peak oil

    Les plus « optimistes » voient dans les gaz non conventionnels un moyen de retarder l’échéance du peak oil. A la fois parce que l’abondance supposée du gaz et son prix maîtrisé pourrait accélérer la sortie du fioul du chauffage. Mais aussi et surtout parce que la reconversion du parc automobile au gaz est imaginée. Certains rêvent déjà de faire passer toute la flotte de camions américains au gaz5. J’ai un peu de mal à penser qu’on pourra rapidement faire basculer une flotte de véhicules de l’ordre d’1 milliard de véhicules du pétrole au gaz6. C’est coûteux pour les particuliers et difficile à organiser. D’autre part cela ne peut se concevoir que si l’eldorado du gaz non conventionnel se vérifie et sur un horizon assez long pour que ces investissements soient entrepris. Or comme on l’a vu plus haut l’incertitude aujourd’hui reste forte.

    Conclusion : un peu de modestie

    L’arrivée du shale gaz me semble une excellente occasion d’insister sur la nécessaire régulation publique en matière énergétique pour éviter des conséquences climatiques pour le moins désagréables. Elle me semble aussi l’occasion d’appeler à un peu de modestie les deux camps qui s’affrontent. Les amoureux de la technologie nous disent que cette innovation est bien la preuve qu’on saura faire face aux problèmes de ressources identifiés aujourd’hui. Que savent-ils vraiment de l’ampleur de cette révolution ? Quant à ceux qui pensent que les shale gaz ne sont qu’un feu de paille, comment peuvent-ils vraiment l’affirmer aujourd’hui ?

    Alain Grandjean

    1 Pour ce qui concerne le gaz le qualificatif de non-conventionnel désigne le mode de production. Il s’agit toujours de méthane. Ce n’est pas le cas pour le pétrole ou le « pétrole non conventionnel » peut être du pétrole off-shore, c’est bien du pétrole, ou des sables bitumineux, qui délivre un matériau visqueux , pas du pétrole… Voir http://www.manicore.com/documentation/petrole/gaz_non_conv.html pour des explications plus précises.

    2 Qui se stabilise autour de 600 Gm3, soit 540 MTEP, après être passée par un minimum de 500 au milieu des années 80. Mais aujourd’hui ce sont les tight gaz qui sont dominants dans le gaz non conventionnel américain.

    3Voir par exemple un papier paru dans le Financial Times http://www.thegwpf.org/energy-news/1063-shale-gas-will-change-the-world.html

    4 1000 m3 de gaz c’est environ 0,9 TEP  (tonnes équivalent pétrole)

    5 Voir par exemple http://www.pickensplan.com/theplan/

    6 Aujourd’hui c’est de l’ordre d’une dizaine de millions de véhicules qui roulent au gaz.

    Peak oil : même pas mal ?

    4 octobre 2010

    La lecture du rapport du Conseil d’Analyse Economique1 sur les effets d’un prix du pétrole élevé et volatile, présenté en juillet 2010 à Christine Lagarde m’a fait prendre conscience du fait qu’il y avait deux débats distincts. C’est peut-être ce qui explique l’incroyable aveuglement de nos dirigeants et l’impréparation de notre pays à un choc pétrolier inévitable. Sans doute sont-ils abreuvés d’études et de conclusions divergentes sur ces deux questions :

    • quand le peak oil va-t-il se produire et quelle forme va-t-il prendre (que pourrait être le taux de déclin de la production pétrolière après plafonnement ?)
    • quelles en seront les conséquences économiques ?

    Sur la première sous-question il me semble que la messe est dite2 : la production de pétrole conventionnel stagne et l‘incertitude sur la date du peak oil se mesure en années. Sur la deuxième sous-question c’est un peu moins clair : les pessimistes pensent qu’on aura un déclin rapide, les optimistes pensent que les innovations permettant de réduire notre dépendance au pétrole freineront la vitesse de ce déclin.

    Sur la deuxième question, le débat, que j’espère initié par ce rapport du CAE est plus difficile : un premier raisonnement, simpliste, consiste à se dire qu’une augmentation du baril à 150 dollars ne va pas mener à la fin du monde : la facture pétrolière de la France est inférieure à 50 milliards d’euros, moins de 3% du PIB ; pourquoi parler d’apocalypse3 même dans l’hypothèse d’un doublement de la dite facture, au demeurant improbable ? Il est en effet clair qu’une hausse du prix du baril induira très rapidement des baisses de sa consommation et réduira la hausse de la dite facture. Elle sera par ailleurs favorable aux industries qui proposent des services et produits permettant d’économiser du pétrole, créant de l’emploi à la fois pour le marché intérieur et pour l’export. Inversement tout le monde a en tête que le budget énergie pèse sur les ménages les plus défavorisés et que sa hausse pourrait le plonger dans la pauvreté, réduire leur pouvoir d’achat sur d’autres postes et freiner la croissance.

    Pour comprendre les conséquences multiples d’un « choc » pétrolier, il est difficile d’échapper à l’exercice de la modélisation économique, qui vise à en représenter de manière simplifiée les conséquences. C’est ce qu’ont fait nos auteurs qui concluent au fait qu’une hausse du baril à 150 dollars pourrait avoir un effet de baisse du PIB de 1 à 2 %. Pas du tout négligeable, dans une période où la crise des finances publiques semble demander, pour être jugulée, des taux de croissance supérieurs à 2%…C’est d’ailleurs le mérite de ce rapport : sans sonner le tocsin, il insiste lourdement pour que nos dirigeants politiques prennent la mesure de la menace que fait peser sur notre économie la venue d’un pétrole nécessairement plus cher.

    Mais faut-il croire en la capacité des modèles macroéconomiques à représenter le monde réel ? Comment peuvent-ils intégrer les phénomènes aberrants que l’ingénierie financière a réussi à produire dans les dernières années ? Comment intègrent-ils des ruptures géopolitiques ou des comportements sociaux imprévisibles ? Les chiffrages du rapport du CAE ne sont-ils pas préétablis, puis justifiés par des calculs savants, en fonction d’une stratégie de communication assez efficace : ne pas faire trop peur mais attirer l’attention ?

    Ce doute légitime ne me semble cependant vraiment pas suffisant, quand on pense à la difficulté d’imaginer une civilisation post-pétrole, et encore plus de convaincre nos concitoyens, à froid, de réduire leur dépendance, dont ils ne veulent ou peuvent se sortir. Je crois bien que le risque est élevé que nous connaissions une crise majeure. Essayons d’en faire mieux percevoir les logiques de déroulement et d’en solidifier l’articulation face au déni argumenté.

    Alain Grandjean

    1 Rapport CAE n°93 de Patrick Artus, Antoine de’Autume, Philippe Chalmin, Jean-Marie Chevallier, voir www.cae.gouv.fr

    2 Voir la multiplicité des rapports sur le sujet, par exemple dans le blog de Matthieu Auzanneau

    3 Selon le titre de l’ouvrage d’Yves Cochet, Pétrole apocalypse, Fayard 2007

    Le climat sauvé par la pénurie des énergies fossiles ?

    2 juillet 2010

    La dérive climatique est liée, comme on le sait, aux émissions de gaz à effet de serre (environ 50GTCO2 eq par an en ce moment) dont 60 % en gros sont dues à la combustion d’énergie fossile. A-t-on assez d’énergie fossile pour déstabiliser le climat ? La réponse est malheureusement très claire : on a beaucoup trop d’énergies fossiles.

    Pelle
    Creative Commons License photo credit: Grégory Tonon

    Quelques chiffres simples permettent de le montrer. Dans un papier publié dans Nature en 2009[1] Meinshausen et al. évaluent à 1000 GTCO2 notre « budget cumulé d’émissions «sur la période 2000-2050 si nous voulons ne pas dépasser une augmentation de 2°C de la température moyenne planétaire, avec une probabilité de 75%. En 2008, nous avons déjà consommé le tiers de ce budget. Il nous en reste donc en gros 650 GTCO2. [precision 3 juil 2010 ] Une tonne de CO2 étant générée par la combustion de 0,27 tonne de carbone, il ne nous faut donc pas bruler plus de 180 GTC sur la période 2010-2050. Il s’agit là d’une surestimation puisque la déforestation est également à l’origine d’émissions importantes de CO2[2].


    Du coté des ressources les estimations de réserves prouvées de BP 2009[3] sont les suivantes (exprimées en G tonnes de carbone):

    • pétrole : 150
    • gaz : 220
    • charbon : 715


    Total : 1085 GTC, soit 6 fois notre « budget » d’ici 2050.

    Les estimations de ressources résiduelles (les réserves prouvées augmentées des ressources probables) varient fortement notamment pour le charbon. Un ordre de grandeur de 2000 GTC pour le total des fossiles encore sous terre n’est probablement pas sur estimé[4]. Il est donc bien évident que nous avons beaucoup trop de fossiles par rapport à ce qu’il est suffisant de déstocker pour déstabiliser le climat.

    Allons-nous assez vite ? Actuellement nous « tournons » pour le déstockage des fossiles à environ 8 GTC par an. A ce rythme, nous aurons donc dépassé les 180 résiduels dans un peu plus de 20 ans. [correction du 3 juil 2010, merci aux commentateurs pour leur attention]

    Bref la messe est plus que dite. Aucun espoir n’est permis du côté du stock physique des énergies fossiles pour limiter la dérive climatique. Il va nous falloir ralentir très vite leur combustion et /ou les émissions dans l’air liées à cette combustion. Cela ne peut que nécessiter une véritable révolution énergétique et des moyens considérables qui lui soient affectés, maintenant !

    Alain Grandjean



    [1] Meinshausen Malte, Nicolai Meinshausen, William Hare, Sarah Raper, Katja Frieler, reto Knutti, david Frame, et Myles allen (é009) . « Greenhouse-gas émission targets for limiting global warming to 2°C ». Nature 458, 1158-1162. http://www.nature.com/nature/journal/v458/n7242/full/nature08017.html

    [2] A un rythme d’environ 5 GTCO2 en ordre de grandeur par an…avec un stock important de l’ordre de 2000 GTC.

    [4] Le GIEC a évalué, dans son rapport 2007, à 3700 GTC le stock de l’ensemble des fossiles sous terre avant leur exploitation industrielle et à 244 GTC le déstockage de 1750 à 1994. On peut donc évaluer le déstockage industriel à ce jour, à environ 600GTC. Il resterait donc 3100 GTC.