Les « vrais » coûts de l’énergie

14 novembre 2017 - Posté par Alain Grandjean - ( 24 ) Commentaires

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Hachepe press cartoons
Credit : Hachepe press cartoons

La lutte contre le changement climatique et la révolution énergétique qu’elle suppose vers des énergies bas-carbone, sont souvent présentées comme trop coûteuses. Le paradoxe est immense : nous savons que les conditions de vie sur la planète deviennent insupportables (c’est-à-dire en un sens bien trop coûteuses) pour beaucoup d’entre nous, et pourtant nous trouvons trop couteux (dans un autre sens) de ne pas continuer à alimenter le chaudron climatique.  Même si Nicholas Stern dans son rapport de 2006 a « démontré » que le coût de l’inaction était supérieur au coût de l’action, le doute est toujours dans les esprits. Le charbon (la source d’énergie la plus carbonée) n’est-il pas moins coûteux que les sources concurrentes ? S’en passer, une des mesures décisives pour gagner la bataille climatique, est considéré par beaucoup comme très difficile si ce n’est impossible pour une économie aussi puissante que l’économie allemande : cela pèserait sur ses coûts et sa compétitivité. Si mettre un prix au carbone a des effets démontrés (en poussant au déclassement des centrales au charbon) les industriels s’y opposent car ils verraient leurs coûts croitre et leur compétitivité s’affaiblir. De la même manière l‘indispensable rénovation énergétique des bâtiments, ne se fait pas, ou pas assez vite, parce qu’elle coûte trop cher.

Après réflexion, il devient clair que le mot coût, l’un des plus banals qui soit, est employé en fait dans des sens distincts ce qui fausse nos raisonnements. En creusant un peu plus on s’aperçoit que cette confusion repose sur des présupposés économiques, pour le moins discutables, que nous allons tenter d’éclairer ici (1).

Notons ici que la « rationalité économique » qui consiste à chercher en permanence, face à un problème donné, les solutions les moins coûteuses, et à les classer en ordre décroissant a des limites qu’il est essentiel de souligner. Par exemple, la mise en œuvre des solutions au moindre coût à la tonne de CO2 évitée, est présentée comme issue d’un raisonnement rationnel (opposé à des considérations qui seraient plus sentimentales ou émotionnelles visant à exclure telle ou telle solution). L’élément rationnel c’est que cette manière d’aborder le sujet et de classer les solutions relève du calcul. Ce qui l’est moins c’est que les conditions de validité desdits calculs ne sont en général pas précisées et que le sens même des termes employés n’est pas sans ambiguïté comme nous allons le voir maintenant. Pour être plus carré encore, la « rationalité « des ingénieurs ne se limite pas dans la pratique, à des dérivations plus ou moins pragmatiques de savoirs scientifiques : elle repose toujours sur des calculs économiques, assortis de références à des coûts, donc à un raisonnement économique, discutable comme nous allons le voir.

Dans une première partie (11 à 14) nous exposerons les points théoriques les plus délicats ; dans une deuxième partie (2) nous nous concentrerons sur les diverses notions de coût monétaire dans la pratique et les illustrerons par des exemples du monde de l’énergie.

Si vous souhaitez lire à tête reposée, vous pouvez  télécharger ici toute la note « Les vrais coûts de l’énergie »

1.    Les diverses notions de coûts et les questions qu’elles posent

1.1.    Coût réel et coût monétaire ; coût individuel et coût collectif

Le mot coût renvoie au moins à quatre notions a priori distinctes.

*Au niveau individuel, ce peut être un effort personnel (ce déménagement m’a coûté du temps et fait mal au dos). Ce peut être une dépense d’argent (cette baguette de pain m’a coûté 90 centimes), c’est-à-dire un coût monétaire. Peut-on compenser monétairement un désagrément physique ou affectif ? Pour agréger les « coûts » monétaires et les coûts réels, la théorie néoclassique postule l’existence d’une fonction d’utilité, qui permet par exemple de comparer la désutilité marginale de se faire mal au dos avec la désutilité marginale de s’appauvrir d’un euro… Tout cela ne va quand même pas de soi.

Nous verrons plus loin les différentes notions qu’on peut distinguer sur ce plan pour des entreprises.

*Au niveau collectif, ce peut être un prélèvement sur des ressources naturelles (une salade venue du Kenya a consommé 50 litres d’eau, qui sont souvent 50 litres dont les populations locales seront privées pour d’autres usages concourant à leur bien-être). Pour la majorité des macroéconomistes, le coût du changement climatique futur c’est la baisse du PIB qu’il engendre (par rapport à une trajectoire du PIB sans changement climatique), ce qui veut dire implicitement, que le PIB serait un indicateur de bien-être collectif dont la baisse serait une mesure convenable du coût pour cette collectivité.

Cela nous fait quatre sens possibles du même mot.

tableau-cout-ressources-economie

Il est facile de voir que la dépense monétaire (l’une des notions de coûts pour un individu) est un revenu pour un autre : si la baguette me coûte 90 centimes c’est qu’elle rapporte ce revenu au boulanger qui me la vend. C’est pour cette raison que les économistes utilisent le PIB au niveau collectif, seul moyen à ce jour de consolider ces flux. En revanche, il n’y a pas de contrepartie au prélèvement sur une ressource rare : elle disparaît, c’est tout.

1.2.    Coût présent et coût futur

L’un des grands problèmes que pose la lutte contre le changement climatique c’est le décalage temporel entre ses causes et ses conséquences. Le coût du changement climatique (quel que soit le sens précis de ce terme) se produit bien après ce qui le cause (les émissions de GES). Dès lors, les calculs économiques qui viseraient à faire des arbitrages entre un coût actuel pour réduire les émissions de GES et un coût futur (les effets du changement climatique) nécessitent une règle pour faire des comparaisons inter temporelles. Aujourd’hui, cette règle consiste à actualiser les dits coûts avec un taux d’actualisation. Or le choix d’un taux supérieur à zéro finit par écraser les coûts futurs et à les faire disparaître du raisonnement. Les économistes s’en sont longtemps peu préoccupés au motif que les générations futures seraient plus riches que nous (puisque le PIB serait voué à augmenter dans le temps) : il serait du coup à leurs yeux injuste que les générations actuelles, moins riches, paient pour elles.

Ce raisonnement est deux fois contestable.  D’une part, la tendance au progrès économique n’est pas une loi historique ; on peut au contraire penser que le monde à venir sera plus difficile que le nôtre. D’autre part, le changement climatique est irréversible : quand il produira ses effets les plus violents, il sera trop tard pour agir. Dans ces conditions, l’usage d’un taux d’actualisation significatif est une source d’erreurs économiques (2).

Il est utile de livrer quelques ordres de grandeur. Si j’actualise à 5% (réels), cela signifie que je consens à dépenser 7,5 euros, pas plus, pour éviter un dommage qui coûterait – nonobstant la difficulté de la notion de coût évoquée plus haut – 1000 euros (hors inflation) dans un siècle. Si le taux est réduit à 2%, mon consentement actuel s’élève à 14 euros, ce qui est encore peu.

Ce calcul économique a du sens lorsque ses termes sont ceux d’un investissement « standard » : je me prive d’un euro de consommation (et donc d’une fraction de bien-être) aujourd’hui, en échange de quoi un gain de X euros sera ajouté au revenu plus tard, ce qui procurera un supplément d’utilité. Il faut cependant noter que le changement climatique ou les déchets nucléaires se peuvent s’inscrire dans cette approche qu’avec de grandes précautions. Ce que je gagne (ou plutôt : fais gagner aux générations futures) en acceptant de « sacrifier » un euro aujourd’hui prend la forme d’un dommage évité plutôt que d’un bénéfice, dommage qui est incertain et difficile à évaluer en termes monétaires. Ces éléments nous permettent de comprendre toute la difficulté du calcul socio-économique appliqué au changement climatique.

Ajoutons qu’aujourd’hui pour prendre leur décision d’investissement, les entreprises privées utilisent dans leur calcul de rendement de l’investissement un coût moyen du capital (fixé  de fait par les marchés financiers ou les banques) qui est encore plus élevé que les taux publics . Ce comportement des entreprises privées a bien peu de chance de converger spontanément vers ce qui est souhaitable pour le bien-être durable de l’humanité.

1.3.    Peut-on arbitrer, et si oui comment, entre ceux qui supportent les coûts et ceux qui bénéficient des conséquences positives de ces coûts ?

Le deuxième problème du changement climatique, c’est que la réduction des émissions de GES pèse sur des acteurs alors qu’elle bénéficie, à d’autres. Si je réduis la température dans mon logement, cela me coûte en un sens, alors qu’au même instant je ne suis pas nécessairement impacté par les conséquences déjà perceptibles du changement climatique (qui coûte à une ou plusieurs autres personnes). La lutte contre le changement climatique suppose donc de fait l’orchestration d’une solidarité qui s’organise via des transferts financiers (les victimes devant bénéficier de dédommagements de la part des pollueurs, avec toutes les difficultés qui tournent autour de la notion de justice climatique qui est centrale dans cette « orchestration »). Il est cependant assez clair que les transferts monétaires ne peuvent, même à supposer qu’ils soient suffisants, ce qui n’est évidemment pas le cas en général, compenser les « pertes » ou « coûts » subis : celui qui doit quitter sa maison voire son village et perd sa famille et ses amis, ne considère pas que l’argent peut suffire pour « refaire sa vie ».

1.4.    Les coûts monétaires, pour une entreprise, sont conventionnels.

Si l’on se concentre maintenant sur les coûts monétaires, force est de constater qu’ils sont largement conventionnels. Un coût monétaire ajoute des choux et des carottes valorisés conventionnellement avec une seule unité, la monnaie. Nous sommes habitués à ce type d’addition qui a une grande vertu, celle de pouvoir in fine permettre des comparaisons entre chiffres « révélant » des coûts.

C’est ainsi que s’exprime Marcel Boîteux, dans une note lumineuse (3), mais éminemment discutable :

« Heureusement, il y a un vieux « truc », qu’on utilise depuis des siècles et qui ne fonctionne pas si mal. Le procédé consiste à affecter à chaque rareté élémentaire, l’hectare de terre arable, la tonne de cuivre, l’heure d’ouvrier qualifié, etc… un coefficient plus ou moins élevé suivant l’intensité des besoins, coefficient que l’on appelle un prix. On multiplie par ce prix la quantité totale de la ressource rare mobilisée tout le long de la chaîne de production – cette quantité que révèle le bilan consolidé – et l’on obtient un coût. Les coûts consolidés obtenus successivement pour chacune des ressources rares utilisées à fabriquer le produit final peuvent être ensuite additionnés pour fournir un total … que l’on appelle un prix de revient. Et, à résultat égal, la meilleure solution est celle qui coûte le moins cher, puisque c’est celle qui mobilise le moins de raretés primaires, respectivement pondérées par leur prix.
Banalité ? C’est pourtant là le sens profond du prix de revient dans une économie de marchés. Certes, les marchés sont imparfaits, et le prix est parfois alourdi, ici ou là, de bénéfices indus (indus parce qu’excédant le bénéfice normal qui rémunère la rareté intrinsèque des bons patrons ou des investisseurs avisés, tout le long de la chaîne des activités qui va des ressources primaires au consommateur final). Mais le système fournit quand même des ordres de grandeur bien plus significatifs que les intuitions transcendantes des militants des grandes causes du moment. »

Ce raisonnement si clairement exposé est néanmoins discutable car il repose sur une première hypothèse : que les prix révèlent les raretés. La financiarisation des prix des matières premières et du pétrole rend cette hypothèse héroïque comme le montrent en pratique leurs évolutions erratiques et comme l’a montré en théorie Nicolas Bouleau. Deuxièmement, il met sur le même plan la rareté du travail et celles des ressources naturelles. L’arrivée de l’humanité dans un monde fini et le postulat de « soutenabilité forte » (selon lequel on ne peut pas indéfiniment remplacer du capital naturel par du capital artificiel) nous conduit à une conclusion très différente. Si l’on considère que nous piochons collectivement dans un ensemble fini de services rendus, bon gré mal gré, par la nature (au sens général du Millenium Ecosystem Assessment, y compris les ressources de « régulation »), et que nous sommes individuellement plutôt contents d’avoir un travail, qui est une ressource collective surabondante (4) et renouvelable, alors du point de vue de la collectivité le coût qui compte vraiment c’est la destruction de ce capital naturel et pas le travail.

Pour conclure ce point, rappelons-nous simplement que l’utilisation de coûts monétaires pour prendre des décisions économiques repose sur des choix et des conventions discutables. Dans la suite nous allons mettre ces questions de côté et revenir plus à fond dans la logique monétaire et comptable, en partant de questions d’actualité.

2.    Les différentes notions de coûts monétaires, application au cas de l’énergie

2.1.    Pourquoi a-t-on besoin de calculer des coûts ?

Il est important de comprendre que, pour prendre une décision économique (faire un investissement, arrêter une centrale, etc.), il n’existe pas de notion absolue de coût. Ce qui compte, c’est le flux de dépenses, encourues ou évitées, associé à une décision qui apporte un certain service. Cela nécessite de préciser également ce que signifie « ne pas prendre la décision », car il y aussi des avantages et des inconvénients économiques à faire autrement. Il s’agit toujours de comparer deux (ou plusieurs) scénarios pour déterminer le moins coûteux. Par exemple, si j’envisage d’arrêter une centrale électrique existante, je vais économiser ses dépenses d’exploitation à venir (et ses éventuels coûts de prolongation), mais si je dois construire d’autres moyens de production pour assurer le même « service électrique », il me faut prendre en compte les coûts d’exploitation et d’investissement de ces moyens. Dans tous les cas, les dépenses antérieures à la décision n’ont aucune incidence. La décision de continuer ou d’arrêter l’exploitation d’un actif dépend des avantages économiques futurs qu’il peut procurer. Ce qu’il a coûté à l’origine (et les charges de capital associées) n’a plus aucune importance, pour les décisions à prendre maintenant.

2.2.    Les différents coûts

Le coût du kWh nucléaire actuel en France est-il de 33 euros le MWh comme l’écrit la Société Française d’Energie Nucléaire (SFEN) ou de 50 à 60 euros comme l’a écrit la Cour des Comptes (5) ? Le coût de l‘électricité photovoltaïque doit-il intégrer les coûts de la gestion du réseau et des systèmes qui sont nécessaires pour l’insertion de cette source d’énergie variable ?

Tout dépend en fait de ce dont on parle et de la manière dont on fait les comptes. Et ces différents calculs (qui donnent des résultats différents pour des raisons compréhensibles) n’ont pas la même finalité ; il est donc vain pour ne pas dire plus de se battre sur les chiffres si on ne s’est pas mis d’accord sur ce qu’ils désignent et à quoi ils servent.

Prenons le cas du nucléaire à titre d’illustration, en distinguant quatre notions.

1 La notion de coût la plus élémentaire est celle qui consiste à évaluer le « coût cash » d’un kWh produit par une centrale nucléaire (c’est la méthode utilisée par la SFEN dans le cas cité plus haut) : ce sont les dépenses monétaires faites en temps réel pour le produire. Si les dépenses de combustible sont essentiellement proportionnelles au nombre de kWh produits, les autres dépenses (main d’œuvre, achat de matériels, prestations de maintenance …) sont surtout liées à l’existence et au maintien en condition opérationnelle de la centrale.
Ce coût permet de connaître la source de cash d’une centrale en marche (qui génère comme revenu la différence entre les kWh vendus au prix du marché et ce coût cash).

2 A certains moments, il est nécessaire de réaliser des travaux exceptionnels (remplacer des gros composants, permettre l’extension de la durée de vie etc.). Ceux-ci sont traités comme des investissements, entraînant un supplément de coût (amortissement et frais financiers) sur la durée de vie résiduelle.

3 Mais pour produire les kWh il a fallu avant construire la centrale, et encore avant faire des études de recherche et développement. Ces investissements « historiques » entraînent également une charge de capital qui peut être ramenée au kWh produit (6).
Toutes ces dépenses (2 et 3) sont à amortir sur la durée de vie de la centrale (et pour les travaux de prolongation sur l’extension de cette durée de vie). Il en résulte un coût de revient « complet » qui incorpore toutes ces dépenses amorties. Il s’agit du  cout complet économique évalué par la cour des comptes à environ 60 euros le MWh.  Quand l’entreprise doit faire des projets d’investissement elle se fonde sur ce type de coût. En effet la marge sur coût cash évoqué en 1 ne permet pas de « financer » les dépenses d’investissement, ce que l’entreprise doit faire. Sur le plan cash, (dit autrement de la gestion des flux) ces investissements ont été dépensés ; il faut bien sur la durée pouvoir les financer.

4 Afin de comparer différentes technologies et de faire des choix d’investissement, les économistes de l’énergie ont établi une notion proche de la précédente, le LCOE (7). Cette notion vise à établir un coût économique (exprimé en €/MWh produit) sur toute la durée de vie d’une centrale (nucléaire ou autre) à partir des dépenses d’investissement (le CAPEX) d’une part, et des dépenses d’exploitation et de maintenance (l’OPEX) d’autre part.

La formule de calcul (simplifiée ici) est la suivante :

Formule simplifiée du LCOE

Formule simplifiée du LCOE

Les deux principales différences entre le LCOE et le cout évoqué au point précédent sont les suivantes.

  • Le LCOE utilise un taux d’actualisation conventionnel alors que le cout de revient doit être calculé avec un taux qui correspond au cout du financement de l’entreprise ou du projet concerné.
  • Le LCOE est calculé de manière ex ante sur la base d’estimations hypothétiques : ce calcul est donc très dépendant des hypothèses de départ.

Le LCOE est très utilisé pour comparer les sources d’électricité. Son gros avantage est la normalisation internationale de son mode de calcul qui facilite les comparaisons et les analyses. Mais il lui est souvent reproché d’occulter certains coûts.

Tout d’abord, celui des externalités. Le changement climatique a un coût lié aux émissions de GES. Il est logique de l’incorporer (même conventionnellement) dans le LCOE des énergies carbonées. Cela peut se faire par un coût du carbone.

Du côté du nucléaire, le débat porte sur l’intégration convenable ou non par le LCOE des coûts futurs (déconstruction des centrales, gestion de l’ensemble des déchets sur leur durée de vie). Il est clair que le taux d’actualisation (en général strictement positif) annihile les coûts très longs. En revanche, si le calcul est fait correctement (indépendamment du débat sur l’actualisation) il doit incorporer les coûts futurs mentionnés (8).

En traduisant ces dépenses encourues à long terme par un coût au MWh produit (à inclure dans le LCOE), on peut avancer les ordres de grandeur suivants : près de 1 €/MWh pour la déconstruction, 0,5 à 1 €/MWh pour la gestion à long terme des déchets (9).

Du côté des sources intermittentes, le débat porte sur le fait que le LCOE n’intègre pas les coûts qu’il serait nécessaire d’engager pour qu’elles rendent le même service qu’une source d’énergie pilotable. Les coûts de raccordement au réseau sont inégalement pris en compte (car ils sont parfois mais pas toujours compris dans les prix remis aux appels d’offre).

Enfin, dans tous les cas, il importe de prendre conscience du biais lié à la durée de vie des équipements. Imaginons deux centrales électriques ayant un coût total d’investissement égal sur leur durée de vie. Si pour une de ces centrales, l’investissement était réalisé en plusieurs tranches (une au début du projet et les autres plus tard dans le temps), elle aurait un LCOE plus bas que l’autre du fait du calcul d’actualisation. Il est donc essentiel de bien connaître les durées de vie effectives des différentes options et le déclenchement des investissements au cours du temps pour pouvoir les comparer. Notons enfin que les panneaux solaires ont une durée de vie de 30 voire 40 ans alors que la plupart des analyses économiques de type LCOE utilisent une durée de vie de 25 ans.

2.3.    Vers un coût complet des EnR électriques ?

Les LCOE des EnR ont fortement baissé, pour atteindre une valeur comparable au LCOE des centrales charbon ou gaz, sans même intégrer de coût au carbone, et bien inférieur à l’estimation qu’on peut faire du LCOE des centrales EPR en construction. Sous toutes les réserves faites au point 14 ci-dessus, on pourrait en déduire qu’elles devraient donc s’imposer parmi les moyens à développer, le coût du carbone se généralisant, et améliorant encore leur compétitivité. Les opposants aux EnR non pilotables (10) font valoir au contraire qu’elles engendrent des coûts de gestion du réseau non pris en compte dans le LCOE. Dit autrement le LCOE ne permet pas de comparer correctement des énergies qui rendent des services non comparables : à la différence des centrales électriques au charbon, par exemple, certaines EnR (l’éolien et le PV en particulier) ne sont pas pilotables et il est nécessaire de prévoir quand on les insère dans un réseau des moyens complémentaires (réseaux, stockage et back-up).

En toute rigueur, il n’est pas vraiment possible d’affecter à un moyen de production donné de tels coûts. En effet, les gestionnaires de réseau réalisent des optimisations globales offre-demande leur permettant de gérer au mieux possible les aléas (qui sont de multiples natures, tant du côté de l’offre que de la demande d’électricité) et d’anticiper des risques de rupture d’approvisionnement (pour satisfaire les exigences qui lui sont imposées, en France RTE doit garantir une durée de rupture totale inférieure à 3 heures par an en espérance). La flexibilité du réseau et la détermination de ses marges de capacité dépendent donc tout autant des aléas climatiques, du comportement des consommateurs, pas toujours prévisibles, des risques d’arrêt des tranches nucléaires ou fossiles, que de la variabilité des EnR.

Pour autant il est utile de disposer d’une règle simplifiée, ne serait-ce que pour répondre à la question des ordres de grandeur : les coûts supplémentaires que le réseau doit supporter du fait des EnR non pilotables sont-ils de nature à changer complètement les comparaisons ou à simplement les nuancer ? Les réserves exprimées au point 14 sont suffisantes pour ne pas chercher en effet à être plus précis.

Voici un tableau répondant à la question, dans le cas du réseau électrique français à horizon 2025. Ses ingrédients sont issus d’analyses de diverses sources et d’hypothèses qui sont précisées ci-après – et ouvertes à discussion : en aucun cas nous ne prétendons afficher « la bonne valeur ».

cout-electricite-avec-back-up-et-reseau

.

Précisions sur les hypothèses ( en rouge dans le tableau).

1. Les paramètres correspondent à la technologie dite de première génération. Des turbines plus grandes, un peu plus chères (1300 €/kW) mais capables d’une production électrique plus élevée pour un même gisement de vent, devraient être mises en service d’ici 2025 : le coût de revient évalué ici pourrait s’en trouver minoré.
2. Grande ferme de panneaux photovoltaïques au sol, avec trackers. Considéré comme moyen de référence, car c’est la principale technologie prévue dans les développements programmés dans la PPE, loin devant les panneaux en toiture.
3. Y compris le réseau spécifique pour collecter l’énergie et l’amener à la terre.
4. Soit une vitesse de vent entre 7 et 7,5 m/s, représentative de sites français assez bien ventés, sans plus.
5. Moyenne France (Aix-en-Provence : 1700 ; Lille : 1100), légèrement surpondérée vers le sud.
6. Sous l’hypothèse d’un contrat long terme de vente de l’énergie, on applique un taux d’actualisation à peine supérieur au taux moyen retenu par France Stratégie.
7. Même hypothèse, mais le taux est majoré pour tenir compte d’un risque industriel plus grand.
8. Puissance minimale sur laquelle on peut statistiquement compter lors des pointes du système électrique.
9. On compte comme coût de back-up la différence entre le taux de la ligne précédente et celui d’un moyen thermique (95%), exprimée en kW et valorisée au prix attendu de la capacité (30 €/kW, ce qui semble majorant puisque le prix révélé par le mécanisme de capacité en 2017 est de 10 €/kW), ce coût étant enfin rapporté au nombre de MWh produits par kW installé.
10. Pour le réseau de distribution, investissement de 80 €/kW (pour une ferme éolienne d’une douzaine de MW), de zéro pour l’éolien maritime, de 120 €/kW pour une ferme PV de quelques MW (d’après ENEDIS) ; pour le réseau de transport, investissement d’environ 50 €/kW (d’après le chiffrage RTE de 1 Md€ à investir en réponse aux 19 GW d’ENR qui étaient prévus à l’horizon 2020). Ces coûts sont convertis en annuité (ce qui revient à diviser par dix) puis rapportés à l’énergie produite par kW installé dans chaque filière.

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On voit qu’à cet horizon le coût de revient « complet » de ces moyens de production est inférieur au coût de l’EPR neuf (qui n’intègre pas les couts d »accès au réseau). Cette conclusion en ordre de grandeur est intéressante et suffit pour qu’il soit considéré comme nécessaire de l’approfondir. Son domaine de validité est bien précis : un parc électrique donné (le parc français) à un horizon donné (vers 2025), dans les hypothèses de la PPE.

Alain Grandjean

 

Notes

1. Cet article s’inspire d’un précédent : voir https://alaingrandjean.fr/2009/11/17/quest-ce-quun-cout-application-au-changement-climatique/
2. Cela étant, dans le cadre de cette courte note nous ne pouvons rendre compte des débats autour de l’usage du taux d’actualisation qui a fait et fait toujours couler beaucoup d’encre.
3. Eloge des écotaxes, Sociétal, N°46, quatrième trimestre 2004.
4. Le remplacement historique de l’homme par la machine, nommé « gains de productivité » a rendu le travail tellement abondant que le problème économique majeur est quand même le chômage !
5. Dans le chapitre consacré à la maintenance des centrales nucléaires de son rapport d’activité 2016, la Cour des Comptes écrit ainsi « Le coût de production de l’électricité nucléaire a connu une hausse importante entre 2010 et 2013, passant de 49,6 €/MWh à 59,8 €/MWh, notamment en raison de la forte hausse des investissements de maintenance. »
6. Si la méthode de calcul des coûts 1 et 2 est relativement consensuelle (les 33 €/MWh avancés par la SFEN par exemple), l’estimation de la charge liée à l’investissement historique l’est beaucoup moins.
7. Levelized Cost of Energy ou coût actualisé de l’énergie.
8. C’est le cas dans les évaluations citées de la Cour des Comptes, qui reste prudente, à juste titre sur le montant des coûts de démantèlement, et de stockage des déchets
9. Par exemple, en prenant les 300 €/kW de coût de déconstruction avancés par EDF, en considérant que cette dépense intervient 50 ans après la mise en service et en actualisant à un taux de 2,7% (taux réel que prend EDF, voir Document de référence 2016 page 478), on trouve une dépense actuelle de 80 €/kW, et comme 1 kW produit environ 94 MWh actualisés (40 ans, 8%), on obtient 0,84 €/MWh.
10. L’hydraulique de barrage est une EnR pilotable :  on peut commander sa mise en œuvre. L’éolien et le solaire produisent quand il y a respectivement du vent et du soleil. Elles ne sont pilotables que dans un sens (on peut les déconnecter).

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24 Responses to “Les « vrais » coûts de l’énergie”

  1.   bertrand cassoret   14 novembre 2017 à 22 h 27 min

    Bonjour
    J’avoue avoir du mal à être convaincu que  » il n’est pas vraiment possible d’affecter à un moyen de production donné  » des couts tels que le stockage ou back-up : l’électricité éolienne ou PV nécessite du stockage ou back-up, ce n’est pas (ou peu) le cas de celle produite par des moyens pilotables. Le prix du mécanisme de capacité est il suffisant pour juger?
    Mon impression est que les moyens non pilotables viennent en plus de, et non à la place, des moyens pilotables; et représentent par conséquent un surcout (mis à part le cout évité du carburant). Je ne peux que constater que la puissance éolienne et PV considérable installée en Allemagne (passée de 12 à 94GW entre 2002 et 2017) n’a pas permis de faire baisser la puissance installée en centrales pilotables (passée de 103 à 107GW). Plus de moyens pour une même production, il me semble que c’est forcément un surcout financier et peut-être environnemental.
    Je ne comprends pas que l’on garantisse la puissance éolienne terrestre à 10% de la puissance installée. Jean-Marc Jancovici parle de 5%. Je constate à https://www.energy-charts.de/power.htm?source=conventional&week=38&year=2017 qu’en Allemagne, le 22 septembre à 19h30 la production éolienne n’était que de 0,61 GW, soit 1,16 % des 52 GW de puissance installée.
    Au même moment en france, à http://www.rte-france.com/fr/eco2mix/eco2mix-mix-energetique on constate que la production éolienne était de 0.56GW pour une puissance installée de 12.26GW , soit moins de 5% et quelques heures plus tôt le même jour on était à 0.196GW , soit 1.6% .
    Cordialement

    •   Gilles Darmois   15 novembre 2017 à 11 h 00 min

      Il est délicat de mettre sous le même registre « moyens pilotables » une centrale à gaz et une centrale nucléaire.

    •   Julien GLAIZAL   15 novembre 2017 à 11 h 16 min

      @ Gilles Darmois

      Pourquoi ?

    •   Gilles Darmois   15 novembre 2017 à 11 h 26 min

      Je comprends que vous opposez la flexibilité des moyens pilotables aux coûts du stockage ou du back-up pour les moyens intermittents. Je veux juste attirer l’attention sur le fait qu’une centrale à gaz est beaucoup plus facile à arrêter et remettre en route qu’une centrale nucléaire.

    •   Julien GLAIZAL   15 novembre 2017 à 15 h 45 min

      La question n’est pas tellement la capacité de mise en service ou à l’arrêt d’une centrale quelle qu’elle soit (à flamme ou nucléaire) mais sa propension à faire varier sa production dans le temps. Or, de ce point de vue, une centrale nucléaire est presque aussi performante qu’une centrale à gaz.

      Voir graphique n°4 :

      https://jancovici.com/transition-energetique/renouvelables/100-renouvelable-pour-pas-plus-cher-fastoche/

    •   Alain Grandjean   16 novembre 2017 à 15 h 58 min

      &Bertrand Cassoret; la raison pour laquelle il n’est pas vraiment possible d’affecter à un moyen de prodution de donné les couts en question provient de la manière dont procède en pratique RTE (et tous les gestionnaires de réseaux) : le raisonnement est un raisonnement d’ensemble. d’ailleurs je n’ai jamais vu de tel chiffrage. il faut donc modéliser le parc et son fonctionnement pour savoir ce qui peut se passer si on rajoute un moyen non pilotable (en lieu et place d’un pilotable ou pour faire face à une hausse de la demande); on aura alors une sorte de coût marginal mais qui dépendra de la structure du parc….
      le calcul proposé est un proxy, dans une configuration projetée donnée . Je reviendrai vers vous plus tard sur le chiffre de 10%. Bien à vous. AG

  2. Bonjour,
    Jean-Marc Jancovici arrive à une tout autre conclusion: https://jancovici.com/transition-energetique/renouvelables/100-renouvelable-pour-pas-plus-cher-fastoche/ . En gros, énergies renouvelables + gestion de l’intermittence couterait 10 fois le prix du nucléaire.

    Je n’ai pas regardé les détails des calculs, mais on voit à minima que les hypothèses concernant la gestion de l’intermittence sont très différentes . Pour Jean-Marc,
    1/ Celle-ci n’est pas assurée par un « backup » avec des moyens thermiques, mais par du stockage (STEP ou batteries).
    2/ Une  » puissance minimale sur laquelle on peut statistiquement compter lors des pointes » signifierait un risque statistique des périodes de black-out.

    Qu’en pensez-vous, en particulier du point de vue de la réduction des émissions de CO2?

    •   Julien GLAIZAL   15 novembre 2017 à 1 h 25 min

      Bonsoir,

      L’analyse de Jancovici est à mon avis incontournable. Mais il faut avoir à l’esprit que sa démonstration ne concerne que l’approche purement financière de la transition intermittente, nullement l’aspect CO2.

      Cela n’a d’ailleurs pas beaucoup de sens de l’aborder ainsi, car substituer du nucléaire par de l’intermittent cela revient à substituer une énergie relativement décarbonnée (autour de 6g equCO2/KWh) par des énergies qui le sont tout autant (éolien, 7g equCO2/KWh) ou supérieure (PV, 55g equCO2/KWh)(chiffres ADEME). Donc on sait d’avance qu’une substitution du nucléaire par de l’éolien/PV se fera à somme nulle ou en défaveur de ces dernières en terme d’émissions de GES.

      Il faut être cohérent jusqu’au bout : pour quiconque souhaite la sortie des énergies carbonées pour des raisons d’émissions de GES, simultanément à une sortie du nucléaire pour des raisons idéologiques – et concernant la seule production d’électricité, qui pèse moins du 1/5 de la consommation d’énergie finale dans le monde l’année dernière… – il faut envisager par conséquent un mix électrique – production + stockage – nécessairement fondé sur les seules énergies décarbonnées (hors nucléaire donc) que sont en priorité l’hydraulique (mais qui est en quasi saturation sur le territoire métropolitain), l’éolien et le solaire, qui sont pour ces dernières les deux énergies intermittentes qui connaissent le plus grand essor en terme de capacité installée dans le monde.

      Il est donc logique que Jancovivi fasse l’hypothèse du coût d’une substitution par ces énergies en première approche.

      J’ai vérifié par moi-même (données RTE 2016) les facteur de charge des différentes énergies donnés par Jancovici, ils sont exacts à la décimale près.

      Je note d’ailleurs que les facteur de charge donnés par M. Grandjean sont fantaisistes : L’éolien et le PV sont respectivement à 20,25 et 13,99% en moyenne et non à 26,25% (éolien terrestre, le plus favorable à M. Grandjean) et 17,12% comme il en fait l’hypothèse dans son tableau. C’est un premier problème.

      Ensuite je ne vois pas comment contrer la logique de la démonstration de Jancovici concernant les couts de renforcement du réseau ET de backup dans un scénario de substitution totale du nucléaire par de l’intermittent, coûts qui sont en première approximation absolument considérables. Et malheureusement tout à fait réalistes.

    • La logique de comparaison a peut-être ses limites quand in fine, il faudra sans doute « les 2 »
      Si on veut décarbonner notre société, il faudra sans doute :
      – économiser beaucoup d’énergie, et sans doute de notre mode de vie, ceci étant pondéré par notre capacité à disposer d’énergie propre (et de ce que nous appelons propre), limité par les ressources de la planète
      – ce qui passe en partie par l’électrification des usages

      Mais à supposer que cela devienne massif (et en ce sens je suis en désaccord avec Alain Grandjean, sur le fait qu’il soit impossible d’aller + loin que ce qu’il affirme dans d’autres articles, si on mettait le paquet là dessus), la question sera-t-elle de savoir qui de l’EPR ou des ENR sont moins chères ?

      Car si on devait raisonner ainsi, pourquoi n’a-t-on pas fait que de l’hydraulique ? Car il était arrivé un moment où il n’y a plus de site où faire des barrages. Ou alors ces barrages deviendraient bien trop couteux par rapport au peu d’énergie produite ou à la destruction massive de patrimoine humain et naturel.

      Et d’une certaine façon, c’est pareil pour le nucléaire. Oui il peut y avoir une baisse de cout par standardisation, admettons que les efforts d’EDF payent. Ok nous installons 58 réacteurs EPR en France. Et ensuite, le cout d’un réacteur EPR sur un nouveau site nucléaire à créer de toute pièce, à combien l’évaluons nous ? (en étude, en effort « policier » etc…)
      C’est pareil pour les éoliennes, des milliers ça va, des millions, bonjour les dégats !~

      L’article de Jancovici a le mérite de mettre un terme au rêve idyllique du 100% ENR… surtout quand pour les politiques ils masquent les nécessaires économies d’énergie.
      Ca n’annule pas pour autant le raisonnement d’Alain Grandjean, qui considère que valablement dans les conditions actuelles, il y a peut etre intéret à attendre 2025 pour prendre la décision de faire un nouvel EPR : intéret y compris pour la filière nucléaire.

      L’objectif idéologique du 50% nucleaire en 2025 est abandonné (et encore + l’objectif d’une sortie). On peut par contre laisser le temps de voir ce que donnerait une petite baisse du nucléaire, attendre la maturation de ce que sera le nucleaire existant avec les décisions de l’ASN sur le grand carrénage, espérer un EPR futur moins chere, travailler à la génération 4, mais aussi toutes les hypothèses de stockage de l’énergie.
      La France a de toute façon montré que si d’aventure, il fallait construire massivement des centrales nucléaires, nous savions le faire

    •   Julien GLAIZAL   15 novembre 2017 à 11 h 09 min

      @ Rémi,

      Le dernier bilan prévisionnel de RTE prévoit en France un niveau de consommation pour 2035 de 480TWh pour le scénario le plus élevé (soit le niveau de consommation actuel) à 400 TWh pour le scénario le plus faible.

      Il et probable que nous nous situerons à un niveau intermédiaire, soit autour de 440 TWh.

      L’hypothèse de Jancovici dans son analyse fixe un coût de substitution de 414 TWh équivalent à la production du parc électro-nucléaire actuel, et inférieur à l’hypothèse de consommation intermédiaire fixée par RTE.

      En prenant en compte la production hydraulique résiduelle, les ordres de grandeur fixés par Jancovivi dont donc réalistes pour l’avenir.

    • @Julien GLAIZAL
      Nulle part je n’ai remis en question l’analyse de Jancovici. Et je trouve même, qu’avec son style, elle « remet les pendules à l’heure »

      Pour autant, à force de relire les précédents articles d’Alain Grandjean sur ce sujet, je trouve qu’il y a une touche de modération assez bienvenue

      Je suis persuadé qu’un développement du nucléaire est incontournable pour réussir la transition énergétique. Mais vu sa part actuelle dans l’électricité, il faut d’abord électrifier les usages. Et en 1ere estimation, le développement prévu des ENR devrait couvrir, et le cas échéant, pour se donner un peu de flexibilité, on pourra repousser ou non la fermeture des centrales
      Sachant que développement du nucléaire ou pas, il y aura bien un jour où il faudra les fermer ces centrales. Et il serait préférable de ne pas avoir à toute les fermer en même temps, donc préparer et programmer tout ça. Ne serait-ce aussi que pour bien réflechir aux endroits où on installerait de nouveaux EPR ou d’autres réacteurs de generation 4.

      Mais surtout, pour en revenir au point de la transition écologique, ça ne peut pas etre « que » le developpement du nucleaire. Il y a quantité d’autres sujets à traiter, dont des sujets non énergétiques.
      A un moment donné, reconnaissons qu’avec le boa avalé par Hulot sur le sujet nucléaire, n’en demandons pas un 2è. Avançons plutôt sur tous les autres sujets.

      Les nouvelles infrastructures écologiques de transport par exemple, comme les lignes de train…

    •   Alain Grandjean   16 novembre 2017 à 16 h 36 min

      @Thierry ; j’ai pris du temps dans ce post pour expliquer qu’il fallait faire attention au sens des mots et aux hypothèses faites dans les calculs; en l’occurrence les hypothèses faites par Jean-Marc sont sans rapport avec celles que j’ai faites ici, elles concernent un système 100% (eolien +PV) dans une France non connectée pour une production égale à l’actuelle . Mon propos concerne l’évolution du mix electrique telle qu’on peut l’anticiper à horizon 2025 et 2030. Le but étant de voir si dans ce contexte le coût des enr, « chargé » des coûts systèmes est inférieur à celui du cout de l’epr actuel. je pense que cette conclusion reste robuste et est indépendant des calculs faits par Jean-Marc.
      Concernant le cout CO2 de la gestion de l’intermittence dans la vraie vie eà ce stade il y a un moyen très simple de le connaitre c’est de prendre le temps de lire le bilan prévisionnel RTE à horizon 2035 qui analyse une série de scénarios,la conclusion est saisissante. cf http://www.rte-france.com/fr/article/bilan-previsionnel
      bien cdt
      AG

      Bien à toi. AG

    •   Julien GLAIZAL   16 novembre 2017 à 18 h 05 min

      M. Grandjean ne tournons pas autour du pot : si l’ASN donne son accord en 2021 (on se demande bien pourquoi 2021 sinon pour des raisons d’ingérence de basse politique) pour la prolongation de l’ensemble du parc nucléaire de 20ans (comme cela s’est pratiqué aux USA), cela a pour effet immédiat de repousser d’autant l’objectif de parvenir à une baisse de 50% de sa production.

      Ma question est la suivante : en l’état actuel de vos connaissances, cela serait-il bénéfique du point de vue tant de nos finances publiques, de notre balance commerciale que de nos émissions de CO2 ?

      Je vais même pousser plus loin ma réflexion : ne serait-il pas là le meilleur des scénarios, le plus crédible, le plus réaliste, le plus sensé, vu de l’ensemble de ces points pris ensemble et simultanément ?

      Ert surtout, le cas échéant, y seriez-vous favorable, malgré les conséquences inévitables sur le calendrier de réduction de la production nucléaire ?

      Merci de me répondre.

    •   Alain Grandjean   18 novembre 2017 à 22 h 30 min

      @julien glaizal; je vous recommande une lecture attentive du bilan prévisionnel de RTE et du remarquable exercice de scénarisation qui a été fait, vous y verrez des scénarios qui » flottent » avec une réduction significative du nuc (; de mon côté je considère que les scénarios AMPERE sont les meilleurs. dans tous les cas il faut programmer la déconstruction progressive des centrales et, mais ce n’est pas évoqué par RTE, ne pas lancer de nouveaux EPR qui ne seront pas compétitifs; bien à vous. AG

    •   Julien GLAIZAL   18 novembre 2017 à 23 h 32 min

      @ Alain Grandjean

      Il est dommage que vous éludiez une question simple qui appelait une réponse du même ordre.

      Permettez-moi donc de la reposer : oui ou non seriez-vous pour un prolongement de la durée de vie du parc nucléaire actuel de 10 ou 20 ans si l’ASN n’y voit pas d’inconvénient technique ?

      Oui ou non cette solution serait la plus économique – et pas la moins écologique – tant pour l’opérateur, que l’Etat, que le contribuable Français ?

      Ensuite dire que vous êtes pour que l’on programme la déconstruciton des centrales je suis désolé mais ça ne signifie rien : évidemment qu’il faut programmer la fermeture des centrales dans la mesure où elles n’ont pas une durée de vie illimitée !

      Mais cela ne dit strictement rien sur ce calendrier, or c’est précisément le calendrier qui nous importe ici, dans la mesure où il est susceptible d’impacter considérablement la politique énergétique de ce pays, tant les investissements financiers que l’outil industriel (déjà bien mal en point) que les taux d’émissions de CO2 afférents. D’où ma question précédente, qui est fondamentale.

      Il ne vous a pas échappé que le dernier bilan prévisionnel de RTE ne fait aucunement mention d’un quelconque chiffrage sur le coût financier des différent scénarios. Et l’analyse de M. Jancovici est là pour nous rappeler les enjeux et les ordres de grandeur.

      Il ne vous a pas non plus échappé que de tous les scénarios étudiés celui qui a pour effet de réduire le plus nos émissions est celui dont le calendrier de sortie du nucléaire est le plus lent. Voyez comme le calendrier est important !

      Un scénario n’est pas envisagé par RTE, puisque interdit par la loi actuelle qui limite le nucléaire à 63GW de puissance : celui qui consisterait à imaginer (et qui est beaucoup moins hypothétique et finalement délirant qu’une pénétration à 50% d’énergies intermittentes dans notre mix), d’une augmentation de nos capacités installés nucléaires qui viendrait en substitution du fioul/gaz/charbon (4 EPR, y compris Flamanville, suffisent à compenser cette production), complétée par de l’hydraulique seul.

      Vous qui êtes un spécialiste de la prospective, j’imagine que vous êtes en mesure de chiffrer d’un point de vue financier et écologique ledit scénario, ce qui permettrait de le confronter à ceux de RTE…?!

      Deux mesures de principe sont aberrantes selon moi vous l’aurez compris, d’une ineptie telle qu’elle ne peuvent s’expliquer que par des a priori idéologiques sectaires (ou bien des intérêts occultent qui dépassent de loin les intérêts nationaux français) :

      1/ La « diversification » du mix électrique – c’est à dire essentiellement la baisse de la part du nucléaire à une valeur parfaitement arbitraire de 50%, sans fondement intellectuel aucun – et sa substitution par de l’intermittent qui fait double emploi. La diversification est un mot piège et une mascarade, dans la mesure où ses mêmes promoteurs se satisferaient très bien d’un mix ou coexisteraient seulement l’hydraulique, l’éolien et le PV.
      2/ Ce qui découle du point précédent : la limitation à 63GW de puissance pour le parc nucléaire.

      Cordialement.

    •   Alain Grandjean   19 novembre 2017 à 15 h 32 min

      @julien glaizal; je crois que j’ai assez bien compris votre avis qui diffère assez nettement du mien en effet. La question que vous posez quant à l’avis de l’ ASN n’a pour moi pas d’interêt. Il sera à l’évidence assorti de nombreuses recommandations d’investissements et je n’ai rien à dire à ce stade sans le connaître. ¨Plus profondément la question qui se pose aujourd’hui est celle de la stratégie énergétique (dont électrique) de ce pays. Il se trouve qu’elle fait l’objet d’une loi que je trouve globalement pertinente, à l’exception de la date trop proche d’atteinte du ratio de 50%. Il y a de nombreuses raisons de diversifier le mix électrique sous réserve que les émissions de GES soient au niveau français sur la trajectoire très forte de baisse prévue. A mes yeux vu la part très faible de l’elec actuelle dans ces émissions de GES les scénarios comme AMPERE qui les reduisent encore (12MTCO2 a horizon 2035 ) sont des cibles excellentes de ce point de vue. Quant aux coûts qu’il faudra engager, ils sont en cours de chiffrage et seront communiqués. Contrairement à d’autres je ne prétends pas qu’il soit si facile de les calculer sur un coin de table . Mais je sais que vous serez comme bien d’autres très surpris. J’ai déja fait la remarque suivante à un autre commentaire : le calcul de Jean-Marc ne s’applique pas du tout à ce type de mix.
      Bien à vous. AG

    • Il est dommage que RTE n’est pas prospecté un scénario qui maintiendrait la puissance nucléaire actuelle à 63 GW et environ 384TWh de production
      On pourrait dériver ce scénario « Sievert » du scénario Ampère, sur la même base de consommation (qui permet une forte électrification des usages, dont +de 15 millions de véhicules électriques, et contribue à décarboner d’autres secteurs de la société), mais un développement + prudent des EnRi. Le scénario Ampère multiplie la production des EnRi par 7.5, ce qui parait considérable. En maintenant la production nucléaire (et donc en faisant l’arbitrage optimum entre prolongation des centrales et remplacement par des EPR… donc probablement en prolongeant les centrales, au moins jusqu’à parvenir à un modèle d’EPR moins onéreux, tout en évitant un mur de fermeture/reconstruction), on peut se contenter d’un développement des ENRi de x4.5, pour éliminer les centrales thermiques.
      On aurait alors un mix avec 60% de nucléaire en 2035

      Et selon les possibilités d’une électrification encore + poussée des usages, il y aurait la possibilité d’aller un peu plus loin dans les ENRi, soit en atteignant la fourchette basse des scénario RTE (Hertz et Volt, qui la multiplie par 5.5), ou la fourchette haute, et dans ce cas on serait quasiment à 50% de nucléaire. Atteindre 50% suppose 105Twh d’électrification d’usage supplémentaire (+46Millions de vehicule électrique, ça supposerait donc d’électrifier le fret routier par exemple)
      On peut imaginer une variante encore plus nucleárisée, où le remplacement de tranche nucléaire existante par des EPR, soit l’occasion d’une puissance et production encore + élevée, jusqu’à avoir 58 EPR

    •   Julien GLAIZAL   21 novembre 2017 à 23 h 48 min

      @ Rémi,

      Il y aurait surtout un autre scénario à soumettre à l’exploitant du réseau, si le politique n’était pas pris en otage et terrorisé par la tyrannie de la bien-pensance, qui, dans le domaine de l’énergie comme dans bien d’autres, rempli son détestable office : prolongation de toutes les centrales actuelles jusqu’à 60 ans (si avis conforme de l’ASN), puis leur remplacement progressif par 40 EPR, fournissant avec 90% de facteur de charge (parfaitement atteignable puisque c’est la valeur courante aux USA) 505 TWh annuel. Complété par de l’hydraulique seul pour assurer la pointe, produisant 65 TWh, nous couvons largement nos besoins, nous conservons un solde exporteur significatif (alors qu’il ne va cessé de sa casser la gueule dans les années qui viennent, sous l’impulsion des incapables qui nous gouvernent).

      Cela permettrait de fermer relativement rapidement toutes nos centrales au fioul/gaz/charbon, et baisser de manière drastique nos émissions de CO2 dans le secteur électrique (qui sont déjà basses). Cela passerait également par un arrêt immédiat des subventions aux énergies intermittentes, qui font un double emploi couteux et inutile. Une fiscalité désincitative les frapperait même spécifiquement.

      Je mets au défi quiconque de démontrer que ce scénario, dans le domaine de la production électrique, ne serait pas le plus efficient du point de vue de la prétendue priorité consistant à baisser nos émissions de GES, et aussi le plus profitable économiquement à nos finances publiques, à notre solde commercial, à nos emplois industriels.

  3. Pulsion de mort.
    Pulsion d’auto-destruction.
    L’espèce humaine est en train de s’auto-détruire.
    Pour l’année 2017, les émissions de CO2 ont été de 36,8 milliards de tonnes (sans compter la déforestation).
    En comptant la déforestation, les émissions de CO2 ont été de 41 milliards de tonnes.
    À quoi bon les COP 21 de 2015 à Paris ? À quoi bon la COP 22 de 2016 à Marrakech ? À quoi bon la COP 23 qui se tient en ce moment à Bonn en Allemagne ? 23 conférences annuelles sur le climat pour ÇA ???
    Quelle pulsion de mort pour conduire notre espèce vers ce sinistre suicide collectif ?

    Lisez cet article de l’AFP :

    Les émissions de CO2 repartent à la hausse, selon une étude.

    http://www.francetvinfo.fr/politique/conference-environnementale/les-emissions-de-co2-repartent-a-la-hausse-selon-une-etude_2465818.html

  4.   Gilles Darmois   15 novembre 2017 à 11 h 04 min

    Sur le post mortem des investissements (ou un calcul type LCOE), il faut faire très attention avec l’actualisation. Si on utilise la monnaie actualisée pour un investissement qui a été fait il y a vingt ans, on aura toujours une absence très forte de rentabilité.

  5. Merci Alain pour ces rappels bienvenus en temps de discussions sur l’avenir du système électrique français et de lancement d’exercices de programmation à 5 – 10 ans. Comme le montre les commentaires, il n’y a pas encore vraiment d’accord sur les coûts, même au sein des experts énergie-climat!

    Ce billet soulève pour moi quelques commentaires et réflexions, pour alimenter la discussion

    – concernant les méthodes de calcul des coûts, il est clair que personne ne parle de la même chose. Comparer par exemple les prix auquel sortent les appels d’offres (parfois jugés comme sous les « coûts réels » – sans qu’on sache trop ce qui est mis dedans et comment c’est calculé – pour sécuriser un site ou un raccordement, pour « acheter » une part de marché …) au tarif particulier (aka ‘les renouvelables atteignent la parité réseau), lequel inclut tout (y compris les taxes et assimilés permettant de financer les renouvelables, et les coûts réseau permettant de leur assurer la priorité d’injection) et surtout la disponibilité (la lumière s’allume quand j’appuie sur le bouton – quand j’ai besoin d’électricité – pas quand le vent souffle.. ce qui rythmait la vie avant (des pauvres), et semble-t-il aussi la vie économique (http://www.lowtechmagazine.com/2017/09/how-to-run-the-economy-on-the-weather.html).

    – sur les coûts réseaux induits par un déploiement massif de renouvelables: les coûts de raccordement sont assez clairs (lié aux projets en particulier), par contre l’estimation moyenne des coûts système est peut-être plus sujette à caution, puisque ceux ci tendent à mon avis à augmenter (linéairement? ou exponentiellement du fait d’un dimensionnement réseau ‘pour la pointe’?) selon le taux de pénétration de renouvelables intermittents installés (avec une dépendance probable à la localisation et au parc installé, i.e. au mix marginal). De ce point de vue là regarder le prix marché actuel de la flexibilité (cf la référence aux appels d’offre de RTE) fausse l’analyse puisque celui-ci est probablement le reflet du coût marginal d’un système développé il y a longtemps sur d’autres bases… et pas le « vrai » coût en cas de renouvellement (trop?) rapide du système.

    – ceci dit, les choses (le « vrai » coût) ne sont pas tellement plus claires pour le (nouveau) nucléaire, dont le « coût » dépend crucialement du temps d’amortissement (et donc de la durée de vie anticipée), du coût du démantèlement (j’en suis resté à « globalement on n’en sait pas encore grand chose ») ou de la gestion long terme des déchets. Et je ne parle pas du calcul « économique » en cas d’accident grave, dont on pourrait discuter longtemps de comment l’intégrer dans un LCOE….

    – la seule chose dont on soit (à peu près) certain c’est que le charbon est, sauf cas de disponibilité massive et disproportionnée d’une autre énergie primaire (hydro, gaz dans des pays où la demande est faible) la source d’électricité la moins chère, mature, .. Disons… la moins chère tant que les externalités négatives (pollutions air/eau/biodiversité, changement climatique) ne sont pas ‘pricées’ correctement (et le correctement relève de l’ambition politique ..)

    – je lis aussi un symptôme des débats français sur l’énergie: le titre est « Les « vrais » coûts de l’énergie » et le papier devient in fine une discussion qui, malgré les intéressants détours par la théorie économique et ses limites, tourne autour de la compétitivité relative des sources d’électricité, et précisément sur le débat nucléaire vs renouvelables, pour savoir qui est le moins cher. Or si le sujet est le climat, ramener trop vite la question à « nucléaire vs renouvelable » est un bon moyen de ne pas avancer (sur la baisse des émissions)

    – en France il me semble que l’enjeu CO2 (et sans pour autant négliger l’enjeu des autres GHG) est avant tout le transport (environ 40% des émissions), le résidentiel/tertiaire (un petit 25%) suivi par l’industrie (20-25% également) ; dans le transport un peu plus de la moitié vient des véhicules légers, et environ 1/5e des poids lourds et 1/5e des utilitaires.

    – le secteur de la transformation d’énergie (électricité base fossile et raffinage essentiellement) doit représenter de l’ordre de 40 MtCO2 ou 12%, je crois. Sur la production d’électricité, le mix est déjà assez massivement décarboné ; il y a un sujet lié à la fermeture des centrales charbon – avec un volet social important – et fuel (voire gaz?). Pour ces segments la question va être de continuer à assurer la sécurité du système électrique si on réduit les moyens dispatchables – de l’importance de penser la résilience du système. Pour le raffinage, les marges de manoeuvre sont relativement faibles ; et la fermeture des sites en France pour importer des produits raffinés peut certes donner bonne conscience mais pas nécessairement avoir un impact vraiment positif sur le climat (à ce sujet voir le différentiel d’évolution entre l’inventaire français de GHG et l’empreinte carbone, mais c’est un autre sujet).

    – du point de vue réduction des émissions, plutôt que de penser la transition énergétique par le prisme nucléaire vs renouvelable (électrique), on pourrait imaginer garder l’avantage (bas carbone) du parc existant, et lui adjoindre des sources renouvelables – évidemment tout en travaillant en parallèle à réduire la consommation finale sans perte de valeur d’usage des utilisateurs finaux – avec l’idée de transférer ces nouveaux volumes d’électricité bas carbone/renouvelable vers les autres secteurs (transport, résidentiel/tertiaire, industrie), via de l’électricité ou de l’hydrogène, ici encore en évitant toute « désutilité » pour l’utilisateur final (si désutilité il y a, il y a fort à parier qu’elle tombera d’abord sur les plus précaires – à ce sujet si quelqu’un a des références de travaux sérieux sur l’impact de la transition énergétique/écologique sur les inégalités économiques et sociales.. …)

    – concernant le nucléaire: l’opposition au nucléaire – qui est une position respectable – est pour moi un autre sujet, assez éloigné (conceptuellement) de la question de la protection du climat, et c’est un sujet qui est rarement abordé de manière objective ; c’est en outre un sujet assez technique, qui se prête donc assez bien à la manipulation dans un sens ou dans un autre, et un débat structuré autour de questions de société (entre autres l’utilisation de l’énergie nucléaire à des fins militaires) et de vision du monde (local vs le complexe militaro-industriel, si on veut simplifier). pendant ce temps, la température monte (il semble).

    •   Alain Grandjean   16 novembre 2017 à 16 h 51 min

      @Guillaume, il est vrai que les exemples que j’ai choisis ne concernent que le sujet nuc/enr car il me semble assez essentiel d’éclairer ce débat sur le point des couts système avec une approche
      qui me semble plus concrete que d’autres; cela j’ai écrit bien des fois que ce n’était pas le coeur du sujet de la transition comme ici par exemple : chttps://alaingrandjean.fr/2017/07/24/politique-energetique-ne-se-tromper-de-debats-2/
      mais il faut bien aussi traiter ce sujet; et je suis absolument convaincu qu’il ne faut pas lancer de nouveaux EPR d’abord pour des raisons économiques, et je suis tout autant convaincu qu’il faut se laisser du temps avant de trancher un débat qui n’est pas clairement tranché aujourd’hui ; cf mon article dans enerpresse
      concernant ton point sur les coûts systémes et leur évolution en fonction de la pénétration relative des EnR je suis prêt à penser la même chose,mais pour l’approcher sérieusement il faut faire des simulations avec des modèles complexes ou ….avoir une règle de calcul. c’est ce que j’essaie de proposer, mais ce n’est pas facile et ..mes interlocuteurs la critiquent souvent parcequ’elle donne des résultats qui ne leur conviennent pas …
      a suivre
      amct. Alain
      https://alaingrandjean.fr/2017/09/06/feuille-de-route-nucleaire/

  6. merci pour cet éclaircissement

    il serait intéressant d’effectuer une étude vraiment globale, des coûts d’extraction des matières premières au démantèlement et recyclage ou enfouissement (à limiter au maximum) des déchets.
    dans les coûts il faudrait inclure les notions de
    – coûts d’extraction (énergie grise, dégradation environnementale locale, globale)
    – coûts de transport des équipements
    – coûts de sécurité géopolitique (armées, armement, crises politiques, déstabilisation marchés …)
    – coût sécurité technique (un accident nucléaire implique des répercussions mondiales, quels coûts?)
    – d’entretien pour maintien des conditions de sécurité optimales
    – émissions GES (il n’ya pas que le CO2, le méthane est bien pire et autres aussi avec leurs impacts climatiques dans le temps)
    – démantèlement
    – traitement des déchets

    et j’en oublie dans cette liste …

    •   Alain Grandjean   19 novembre 2017 à 15 h 38 min

      @pascal cabraud, oui nous sommes d’accord, il faudrait réussir à prendre en considération tout cela, ensuite se demander s’il est possible de faire des additions monétaires; je n’en suis pas sûr;
      concernant par exemple les coûts d’un accident grave on peut faire des évaluations monétaires; mais elles ont leur limite. A un moment donné la décision ne peut être que politique. Bien à vous
      AG

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