Les coûts lisses de l'électricité

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Stefan Ambec et Claude Crampes, Toulouse School of Economics.
Stefan Ambec et Claude Crampes, Toulouse School of Economics. (Crédits : DR)
Les défenseurs du recours aux énergies renouvelables pour produire de l'électricité avancent comme argument leur coût de production du MWh. Mais c'est oublier que l'unité vraiment pertinente n'est pas le MWh produit, mais le MWh livré en un lieu donné à une date donnée. Par Stefan Ambec et Claude Crampes, Toulouse School of Economics.

L'électricité est produite à partir d'une grande variété de technologies. Pour comparer leurs performances, les avantages et inconvénients de chacune sont agrégés dans une variable économique: le coût de production du mégawattheure. Comme toute valeur moyenne, ce coût cache de grandes disparités et conduit à des décisions politiques mal fondées économiquement.

Le bannissement des énergies fossiles

Quand le consommateur d'électricité regarde l'évolution des coûts de production du MWh au cours de la décennie écoulée (le graphique ci-joint en donne une illustration pour les USA[1]), il a du mal à comprendre pourquoi les énergies éolienne et solaire n'ont pas encore évincé les énergies fossiles du parc de production électrique, ce qui, au vu des chiffres, permettrait de réduire sa facture. De leur côté, les responsables politiques voient dans cette évolution des coûts une confirmation du bien-fondé des politiques vertes et annoncent que l'éviction des énergies fossiles est pour bientôt.

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Pourtant à l'échelle de la planète, les technologies de production de l'électricité dominantes utilisent le charbon (39%) et le gaz naturel (23%), loin devant l'hydraulique (16%), le nucléaire (10%) et les énergies renouvelables (7%).[2]

Le lissage des coûts

Comment expliquer que les électriciens n'aient pas massivement adopté les techniques de production éolienne et solaire puisqu'elles coûtent maintenant beaucoup moins cher que les énergies fossiles? Et pourquoi faut-il continuer à subventionner les énergies vertes? La réponse à ces deux questions tient dans le concept de coût, très trompeur, utilisé dans le graphique. Le terme anglais, dont l'emploi s'est généralisé, est "levelized cost of energy", ou LCOE. Avec cette estimation par "lissage" ou "nivellement", le coût est calculé comme un rapport: au numérateur, on trouve la valeur actualisée d'un investissement et de toutes les dépenses qu'il va déclencher jusqu'à son déclassement (combustible, quotas d'émission, maintenance, réparations, traitement des déchets, démantèlement, etc.); au dénominateur, on place la production totale actualisée prévue sur la durée de vie de l'équipement.[3]

Cette mesure du coût du MWh ne devrait pas être employée pour les énergies dont la production n'est pas contrôlable, comme l'éolien et le solaire, car elle ne tient pas suffisamment compte des calendriers de production. Dans le calcul, le temps n'intervient que par le facteur d'actualisation des flux, donc l'âge de l'opération. Par exemple, avec un taux d'actualisation annuel de 5%, les flux monétaires et physiques attendus dans 10 ans ne comptent aujourd'hui que pour la moitié de leur valeur future.[4] En revanche, la date exacte à laquelle est répertorié chacun des flux ne joue aucun rôle. Ainsi, pour le photovoltaïque, le fait que les MWh produits soient tous regroupés en milieu de journée n'influence pas leur coût. Pour une installation donnée située en un lieu donné, si les MWh étaient répartis uniformément au long de la journée au lieu d'être concentrés autour du midi solaire, leur LCOE aurait exactement la même valeur.

Le lissage par le stockage

La date à laquelle est fournie l'énergie est un élément essentiel de quantification de son coût. Les conditions de production (donc le coût) d'un MWh dans une centrale au charbon sont peu différents à midi et à minuit, au mois d'août et au mois de décembre, du moment que l'opérateur de la centrale a pris soin de stocker du charbon. Ce n'est vrai ni des MWh éoliens, ni des MWh photovoltaïques puisque les flux d'énergie primaires échappent au contrôle de l'exploitant. Donc le coût variable de production du MWh renouvelable est nul (mais pour un volume non garanti) quand le soleil brille et que le vent souffle mais il est infini la nuit et par temps de pétole. Il y a plusieurs façons de résoudre cette pénurie d'énergies renouvelables à certaines dates: l'adaptabilité de la consommation aux cycles naturels (notamment par des signaux de prix), l'importation d'énergie venant de zones ou de pays dont les conditions de production demeurent favorables lorsqu'elles ne le sont pas chez nous (elles sont corrélées négativement), et le recours à des sources de production (fossiles) dont le démarrage et l'arrêt sont contrôlables. Mais, comme le savent bien les industriels, les commerçants, et les ménages au moment où ils font leurs emplettes dans un supermarché, il y a une autre solution technique à l'intermittence: le stockage.

Bien sûr, l'électricité n'est pas encore directement stockable en l'état. Mais les industriels développent des méthodes indirectes, notamment sous forme d'énergies gravitaire (STEP), chimique (batteries), cinétique (volants d'inertie), gazeuse (hydrogène, méthane de synthèse) ou calorique (centrales solaires, ballons d'eau chaude).

Quelle que soit la solution adoptée pour pallier l'intermittence, elle a un coût. Or celui-ci n'est pas inclus dans le calcul du LCOE. Par exemple, à l'échelle d'un micro réseau photovoltaïque, le coût de production d'un kWh solaire livrable à minuit est celui du panneau qui produit en milieu de journée, augmenté du coût de la batterie installée pour transporter ce kWh de midi jusqu'à minuit.[5]

A l'échelle d'un réseau national ou continental, c'est plutôt l'énergie importée et celle produite dans des centrales dispatchables qui viendront suppléer les sources renouvelables lorsqu'elles ne sont pas disponibles. Cet ensemble, centrales + réseau, sert donc de garantie d'approvisionnement, et son coût doit se refléter dans le coût des énergies renouvelables.

La rentabilité des énergies intermittentes

Si le LCOE reflétait le vrai coût des énergies intermittentes, il ne serait plus nécessaire de leur verser des primes ou des tarifs d'achat administrés. Grâce à leur faible coût, elles supplanteraient les autres énergies sur les marchés de gros et dans les contrats de fourniture, et dégageraient des bénéfices. Pourtant, en 2018, la Contribution au Service Public de l'Electricité payée par les consommateurs français (22,5€/MWh) va permettre de verser 2,9 milliards d'euros aux producteurs d'énergie photovoltaïque et 1,5 milliard aux propriétaires d'éoliennes.[6] Il en est ainsi parce que le vent et le soleil ne font pas un calcul économique qui permettrait aux exploitants d'empocher les prix élevés de l'énergie aux périodes de pointe. Parfois, leur production tombe au bon moment. Ainsi, les Etats du sud des Etats-Unis voient leur demande d'électricité atteindre son maximum en été pour l'air climatisé, quand le soleil produit le plus, ce qui génère des revenus élevés pour les exploitants de fermes solaires. Mais dans l'Union européenne la demande maximum d'électricité est plutôt en hiver, quand le soleil est couché. Et les panneaux PV donnent leur production maximum en été, alors que la demande des vacanciers est faible. Ces ventes à contretemps ne génèrent pas suffisamment de revenus pour que les énergies renouvelables se passent de subventions ou de primes pour compléter les prix du marché.[7]

Le LCOE est un concept de coût utile quand on veut comparer des technologies aux profils temporels identiques, par exemple plusieurs types de panneaux photovoltaïques. Mais l'unité vraiment pertinente s'agissant de l'électricité n'est pas le MWh produit, c'est le MWh livré en un lieu donné à une date donnée. La crédibilité des engagements à réaliser de telles livraisons s'accommode mal de l'intermittence des énergies renouvelables prises isolément. Il faut donc ajouter au LCOE des éléments dynamiques et stochastiques tirés des coûts des technologies complémentaires nécessaires pour garantir l'offre d'électricité à partir de sources intermittentes.

[1] The Economist, 17 mars 2018. Le graphique de The Economist est tiré d'une étude de Lazard "Levelized Cost of Energy 2017", https://www.lazard.com/perspective/levelized-cost-of-energy-2017/

[2] https://www.connaissancedesenergies.org/les-chiffres-cles-de-lenergie-dans-le-monde-170926

[3] Les estimations varient fortement selon que sont inclus ou non les coûts environnementaux et les dépenses de raccordement au réseau. Pour le solaire photovoltaïque, voir par exemple "A review of solar photovoltaic levelized cost of electricity" par K. Branker, M.J.M. Pathak et J.M. Pearce, Renewable and Sustainable Energy Reviews 15 (2011) 4470- 4482. Le lecteur intéressé peut télécharger un calculateur tel que celui proposé par l'Agence Danoise de l'Energie: https://ens.dk/en/our-responsibilities/global-cooperation/levelized-cost-energy-calculator.

[4] Avec ce même taux d'actualisation, les dépenses à engager dans 50 ans ne comptent aujourd'hui que pour 10% de leur valeur future, ce qui explique que les provisions financières pour démantèlement soient jugées insuffisantes par les défenseurs de l'environnement pour qui les générations futures doivent être traitées sur un pied d'égalité avec les générations présentes. Pour eux le taux d'actualisation devrait être très faible, voire nul.

[5] Pour le lissage des coûts du stockage, voir https://www.lazard.com/perspective/levelized-cost-of-storage-2017/

[6] http://www.cre.fr/documents/deliberations/decision/cspe-2018

[7] Sur ce thème, voir les exemples donnés par Paul L. Joskow dans "Comparing the costs of intermittent and dispatchable electricity generating technologies", The American Economic Review, Vol. 101, No. 3, mai 2011, pp. 238-241. http://ceepr.mit.edu/files/papers/Reprint_231_WC.pdf

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Commentaires
a écrit le 22/08/2018 à 11:33 :
je ne suis pas complètement d'accord avec cette analyse, qui me parait incomplète sur un point important.
la question de l'article est : " Quand le consommateur d'électricité regarde l'évolution des coûts de production du MWh au cours de la décennie écoulée, il a du mal à comprendre pourquoi les énergies éolienne et solaire n'ont pas encore évincé les énergies fossiles du parc de production électrique, ce qui, au vu des chiffres, permettrait de réduire sa facture.
la réponse basique est: il ne faut pas mélanger les torchons et les serviettes". ramener à la production d'énergie, il n'est pas pertinent de comparer le cout de production d'un MWh d'une énergie amortie (car les investissement ont été fait il y a 15 ans ou plus: exemple nucléaire et gaz par exemple) et le cout du MWh éolien ou solaire qui vient juste d'être installer (voir le graphique de l'article).
Actuellement il est vrai qu'un MWh nucléaire "amorti" est moins cher qu'un MWh éolien ou PV juste installé... ce qui n'est plus vrai si on compare avec un MWh éolien ou photovoltaïque "amorti" c'est à dire en fin de contrat d'achat au bout de 15/20 ans. peu de chiffre existe.
le plus simple est de comparer des installations qui vont être installées.
un MWh Photovoltaïque de grande puissance sera autour de 52€/MWh (voir résultat dernier appel d'offre CRE CRE4.4
un MWh éolien est entre 50 et 60€/MWh (voir résultat dernier appel d'offre CRE éolien N°1)
un MWh nucléaire nouvellement installé sera entre 90 et 110€/MWh (voir les chiffres officiels d'Hickley point ou de Flamenville (avant les surcouts du au retard...)
CQFD.
a écrit le 17/04/2018 à 9:35 :
Bonjour et merci pour cet article de fond. les ENR restent parfaitement rentables si vous y ajoutez la mobilisation des flexibilités de la demande (celle des consommateurs, en particuliers les industriels. Certains consommateurs, notamment les industriels peuvent déplacer leur consommation électrique en fonction d'un signal prix traduisant un surplus d'énergie sur le réseau (car beaucoup de vente et de soleil), ou inversement à un manque d'énergie. Même s'il convient d'ajouter au coût des ENR les coûts annexes permettant de les comparer à une production dispatchable, disponible en continu (hors période de maintenance), un modèle de remplacement d'une grande partie de la production nucléaire sans avoir recours à un production thermique fossile est donc possible. Les technologies et les gisements de flexibilité existent.
a écrit le 06/04/2018 à 13:44 :
Certes il faut intégrer de la pondération dans les chiffres et les analyses, mais pourquoi l’électricité serait-elle une exception, disons plus exceptionnelle ? On pourrait énoncer les mêmes incertitudes dans de l’économie de marché, certaines productions agricoles, le prix du brent, les stations de ski et tout ce qui est soumis à un élément aléatoire ou épisodique. C'est aussi valable pour la presse et ses marronniers.
Le concept d'exploiter d’énergie gratuite et inépuisable du soleil peut paraître utopique, plus ou moins autant que celui d’appuyer l’économie ou la valorisation des entreprises sur des THF, sur le cours d'un métal ou d'une tulipe et sur un nombre de tweets ou de followers ?
Soyons optimistes, tout comme on a réussi à « valoriser » la tonne de CO2 on valorisera sans problème les garanties d’approvisionnement.
Le meilleur moyen de le savoir sera de l’expérimenter et comme ce secteur est soumis en raison des enjeux colossaux à une forte concurrence technologique, les retardataires ou ceux qui auront fait fausse route risquent d'y perdre définitivement leur compétitivité. Surtout si, de ce que j’ai compris de l’économie de marché, quand l’offre dépasse la demande la valeur du bien s’effondre et si en plus on a massivement investi dans la production… Ce n’est certes pas souhaitable pour les producteurs mais je ne suis pas sur que les consommateurs en soient si contrariés, surtout les clients professionnels dont les coûts de production sont fortement liés au prix des énergies. L’épisode qu’a vécu l’Allemagne avec sa surproduction éolienne est pour le moment exceptionnel mais représentatif de ce que pourrait être l’avenir de l’électricité. Peut être que comme dans beaucoup de domaines, la valeur ne sera plus dans le produit mais dans les réseaux, dans leur optimisation et leur maillage ? Faut il attendre que Google ou Amazon s’attaquent au secteur pour en être surs ?
Bref, la transition énergétique n'a rien d'exceptionnel et pour illustrer le propos, un secteur tel que la télématique a vécu des mutations de manière plus brutale avec l’arrivée d'internet. Moi, surtout mon employeur et FT aurions préféré continuer à profiter indéfiniment de marges confortables.
Ce qui renvoie à une autre interrogation tout aussi fondamentale : faut ils se passer d'internet sous prétexte qu'il est (partiellement) gratuit et que les flux qui y circulent ne sont pas maitrisés ?
Réponse de le 07/04/2018 à 16:05 :
A noter au Portugal, un autre exemple représentatif des évolutions en cours :
http://www.apren.pt/en/march-100-renewable--first-month-of-xxi-century-fully-supplied-by-renewable-electricity-sources/
Certes, le pays dispose d’une importante production hydroélectrique
Certes, leur prix de vente du KWh est 10 % au dessus de la moyenne Européenne qui se situe aux environs de 0.20 € le KWh.
Il semblerait que leur coût de production soit malgré tout dans les prix du marché.
Il est évident qu'il ne doit pas être facile de réguler et de passer de 30 % de production ENR en moyenne annuelle - à 100 % sur un mois. Que vont-ils faire de la surproduction ? probablement la même chose que la France quand elle exporte.
Il sera intéressant de suivre l’évolution sur le long terme, lorsque la production ENR couvrira 100 % des besoins, ce qui obligera certainement à se suréquiper en éolien et solaire et donc à produire des surplus. Va-t-on d’ici quelques années pouvoir les stocker, va-t-on les distribuer aux plus défavorisés, cela va-t-il servir à alimenter gratuitement des industriels et rendre leur économie plus compétitive, les VE vont ils rouler gratuitement etc… ?
C'est aussi passionnant que l'arrivée de la micro-informatique.

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