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La conférence de Paris sur le climat va bientôt s'ouvrir, et on peut se demander ce qui pourra bien en sortir. Dans le précédent billet, j'ai expliqué pourquoi l'objectif officiel des 2°C est intenable: pour le dire simplement, les émissions de CO₂ sont aujourd'hui trop élevées pour que le «reste à émettre» ne soit pas dépassé. Mais cela ne veut pas dire que rien ne peut être fait pour amoindrir les effets du réchauffement climatique. Je suis tout de même très circonspect sur les possibilités d'un changement rapide de tendance: il me semble que les combustibles fossiles seront encore longtemps la principale source d'énergie.

Les engagements d'émissions resteront volontaires

Le paramètre majeur de la lutte du changement climatique est la quantité de gaz à effet de serre qui seront émis au cours des décennies qui viennent. Plus les quantités émises, cumulées sur les décennies, seront importantes, plus l'élévation de température sera grande et plus la probabilité d'évènements catastrophiques augmentera. Dans le meilleur des mondes, les émissions mondiales maximales de gaz à effet de serre seraient l'objet des négociations: le lien étant direct avec l'élévation de température, on pourrait savoir où le curseur de la solution s'est arrêté. Dans le monde réel, la voie praticable est basée sur des engagements seulement volontaires de la part de l'ensemble des pays du monde, limités à l'horizon 2025 ou 2030. C'est un constat qui s'impose après un aperçu rapide de l'histoire des négociations climatiques.

Les USA n'ont jamais ratifié le protocole de Kyoto. D'une part, cela s'inscrit dans une attitude rétive du Congrès américain envers tous les traités contraignants au niveau mondial. Par exemple, les USA n'ont pas ratifié la Convention des Nations Unies sur le Droit de la Mer. Ça ne les empêche d'appliquer la dite convention et d'en être de fait les principaux garants, grâce à leur marine, la plus puissante au monde et qui est la seule à être présente partout dans le monde. D'autre part, les Républicains tiennent un langage climatosceptique ou ne comptent pas le réchauffement climatique parmi leurs priorités. En conséquence, ils s'opposent à tout traité contraignant sur les émissions et bloquent de ce fait toute ratification.

Les pays qui ont connu — ou connaissent — une forte croissance économique sont aussi opposés à des limitations imposées de l'extérieur, les voyant comme une entrave à leur développement économique. L'augmentation de leurs émissions n'est pas pour rien dans la difficulté à trouver un accord: en 1997, année de la signature du protocole de Kyoto, la Chine émettait 3Gt de CO₂ via la combustion des combustibles fossiles soit 14% du total mondial, en 2013, c'est passé à 9Gt soit 28% du total mondial (source AIE CO₂ Highlights 2015). Pendant ce temps-là les émissions mondiales sont passées de 22Gt à 32Gt; la totalité de la hausse des émissions sur la période est imputable aux pays hors OCDE.

De toute façon, les pays qui ne respectent pas leurs engagements ne font face à aucune sanction: le Canada s'est ainsi retiré du protocole de Kyoto juste avant que la période contraignante ne commence. Il faut dire que la cible était une baisse de 7% par rapport à 1990, on constate aujourd'hui une hausse de 28%… Beaucoup de pays n'ayant aucun espoir d'atteindre leur cible ont aussi refusé de prolonger pour la période supplémentaire jusqu'en 2020, comme le Japon. On peut donc considérer que l'aspect «contraignant» d'un traité est finalement faible, ce qui rend le désaccord entre Fabius et Kerry d'importance très relative.

La logique d'accord sur une cible mondiale contraignante a naturellement échoué à Copenhague par le rassemblement de toute ces causes. Les engagements ressemblent à des paris publics, les pays qui veulent réellement les tenir peuvent se retrouver les dindons de la farce. Les pays pauvres, qui émettaient déjà plus que les pays riches, ne voulaient pas de contraintes, de même que les États-Unis. Rien qu'avec la Chine et les États-Unis, on trouve là 44% des émissions mondiales: un accord sans ces 2 pays n'a pas grand sens. Les négociations se sont donc rabattues sur ce qui était encore praticable: les engagements volontaires des différents pays.

Les engagements proclamés par les différents pays sont en fait déjà connus, il est inutile d'espérer qu'aucun pays les révise pendant la conférence … et d'ailleurs des révisions importantes ne seraient pas très sérieuses. Une bonne partie des pays inscrits à l'ONU a déposé une contribution, à la suite de l'accord entre les USA et la Chine l'an dernier. Contrairement à la publicité positive du moment, il était déjà clair à l'époque que les pays s'engageaient à faire ce qu'ils avaient déjà décidé de faire, chacun de leur côté, c'est-à-dire pas grand chose d'autre que la prolongation des politiques actuelles. Un bilan de l'ensemble des engagements a été fait par l'UNFCCC, il en ressort principalement les 2 graphes suivants. C'est le défaut de ces engagement non-contraignants: comme il n'y a personne vue comme un arbitre honnête ni ayant le pouvoir de faire respecter les engagements, la logique de la tragédie des communs joue à plein. Il n'y a pas vraiment de dynamique pour préserver le climat, ni de confiance réciproque, et ce d'autant qu'il n'y a pas de confiance, ni dans la tenue des engagements, ni dans la qualité de la vérification.

Les paramètres techniques

Un des problèmes qui se pose pour qu'un accord soit crédible est la capacité à vérifier son application. En effet, un moyen de respecter les engagements est de ne pas tout compter. Des erreurs dans le décompte des émissions masque aussi la réalité de la situation et donc trompe sur ce qui est possible et les conséquences des éventuels engagements pris. Or il s'avère que dans les pays en développement, la comptabilité des émissions n'est pas fiable: la Chine a ainsi annoncé réévaluer à la hausse sa consommation de charbon de 17% pour les années précédentes. Comme la Chine est le premier émetteur mondial et que la combustion du charbon représente plus de 80% de ses émissions, on voit que ce n'est pas une question mineure. Le problème est évidemment que mieux contrôler demande des moyens et risque de faire paraître certains pays sous un jour peu favorable. Les pays en développement, qui sont a priori les plus concernés par une sous-évaluation des émissions, y sont a priori peu favorables. Cependant, il me semble qu'il y a des chances d'amélioration sur ces points très techniques.

Ce qui a peu de chances de se réaliser sur ce point est plutôt un comptage plus sain des émissions dues à la «biomasse», essentiellement sur le bois. Les politiques favorisant la production d'énergie renouvelable sont des politiques qui encouragent l'utilisation du bois. À petite échelle, l'utilisation du bois est sans doute neutre sur le plan des émissions de CO₂. À grande échelle, c'est nettement plus douteux: cela implique de couper des arbres et donc un fort risque de contribuer à la déforestation. Cette dernière n'est pas incluse dans les statistiques énergétiques et donc pas incluse dans les classements généralement publiés. De plus, le pays qui brûle le bois n'ajoute rien à ses propres émissions: elles sont en fait ajoutées à celui d'où provient le bois. On voit qu'il y a une différence significative avec les combustibles fossiles où c'est toujours le consommateur qui se voit imputer les émissions. Le minimum serait d'exiger que les pays qui brûlent du bois importé justifient des plantations effectuées, via leurs propres actions, dans les pays exportateurs.

L'argent

Une des promesses faites aux pays pauvres est de les aider à hauteur de 100 milliards de dollars US par an. Un fonds a été créé pour recevoir les dons, principalement des états. Actuellement, les contributions atteignent royalement 10 milliards de dollars. Évidemment, cela ne veut pas dire que l'objectif ne sera pas atteint. En effet, il faut comprendre qu'il ne s'agit pas là uniquement de dons: l'aide au développement française inscrite en lois de finances est de l'ordre de 3G€, faire un don de 1G€ par est donc une réorientation importante de la politique d'aide aux pays pauvres. Le comptage effectué par l'OCDE pointe vers aussi vers les prêts bilatéraux, les prêts des banques de développement ainsi que vers les aides à l'export. En comptant tout ça, on arrive déjà à environ 60G$. Les banques de développement ayant promis de faire plus dernièrement, on devrait arriver au chiffre symbolique.

Pour conclure, inutile d'attendre ce qui serait un accord de long terme sur la question climatique à Paris. Cela supposerait de s'accorder sur une masse d'émissions pour le reste du 21ᵉ siècle ou alors sur un prix du carbone mondial, une méthode pour s'assurer de l'application des dispositions du traité. Cet objectif est totalement hors d'atteinte puisque les états sont logiquement jaloux de leur souveraineté. Il n'y aura donc pas de contrainte, ni réelle, ni écrite sur le papier en ce qui concerne les émissions de gaz à effet de serre. Par contre, il y a maintenant un grand nombre d'engagements nationaux et sans doute, au moins sur le papier, un mécanisme ne permettant que des objectifs plus ambitieux par pays pour les négociations qui suivront celles de Paris. Le freinage progressif des émissions peut potentiellement s'engager à partir de là. De l'autre côté, on peut espérer qu'il y aura sans doute quelques ajustements bienvenus sur la comptabilité, ce qui permet de dégager la voie pour des accords réellement plus contraignants. Les problèmes financiers sont plus ou moins résolus, ce qui devrait permettre aux pays les plus pauvres de signer.

À l'occasion de la prochaine conférence sur le climat qui va se tenir à Paris, la COP21 selon son acronyme anglais, je vais écrire quelques billets pour en couvrir quelques aspects. Ce premier billet est consacré à la base scientifique du phénomène et des prévisions que font les modèles sur le futur du climat. Rien de novateur a priori, il s'agit surtout de fixer les idées en partant du dernier rapport du 1er groupe de travail du GIEC.

On peut définir le réchauffement climatique de façon générale par l'accumulation de chaleur par la Terre sur une longue durée. Cela se traduit par une hausse des températures moyennes à la surface du globe, de façon non uniforme: la répartition du stock de chaleur peut changer entre la surface des océans et les continents, par exemple. Mais cette accumulation peut se mesurer depuis l'espace: en effet, le seul moyen pour la Terre d'évacuer de la chaleur est de la rayonner et le principal apport — et de très loin — est la lumière du Soleil. Comme depuis les années 70, des satellites mesurent ces 2 données en permanence, il est désormais établi avec certitude que la Terre accumule de la chaleur. Cet apport est évalué à environ 0.45W/m² — en répartissant uniformément à la surface de la Terre — en moyenne entre 1971 et 2010 (p7 du résumé technique). En conséquence de quoi, les températures moyennes ont augmenté avec une tendance d'environ +0.12°C par décennie depuis les années 50 (p5) et sur les 10 années les plus chaudes jamais mesurées, 9 sont au 21ᵉ siècle et la manquante est 1998, année la plus chaude du 20ᵉ siècle.

Une fois les observations acquises, il reste à les expliquer. Comme la luminance du Soleil n'a pas beaucoup varié ces dernières décennies, il faut se tourner vers d'autres explications, et il s'avère que c'est bien l'accumulation de gaz à effet de serre qui expliquent le mieux les observations. Il faut dire que l'effet de serre a une longue histoire tant théorique que pratique. Dès la fin du 19ᵉ siècle, on s'est aperçu que la température moyenne à la surface de la Terre était trop élevée par rapport à un bête calcul d'équilibre thermique. Il fallait donc expliquer la différence: rapidement, on s'est aperçu que divers gaz absorbaient dans l'infrarouge, comme la vapeur d'eau ou le gaz carbonique. D'où des tentatives de déterminer la variation de température moyenne si on augmentait la concentration de l'atmosphère en CO₂. Au fond, le modèle de l'effet de serre est assez simple à comprendre: en absorbant une partie du rayonnement émis par la surface de la Terre, l'atmosphère agit comme une couverture qui fait monter la température. Une partie de la chaleur est piégée et ce d'autant plus qu'une partie de l'énergie absorbée revient aussi à la surface de la Terre par des phénomènes de conduction thermique. Comme les bandes d'absorption du CO₂ ne sont pas confondues avec celles de l'eau, augmenter sa concentration provoque plus d'absorption et donc une hausse de la température.

Quant à l'origine de l'augmentation de CO₂, il n'y a aucun doute sur sa réalité et sur son origine. Cela vient de l'utilisation de combustibles fossiles, de la déforestation ainsi que de quelques procédés industriels. Le GIEC parle d'émissions depuis 1750, mais en fait, avant la Seconde Guerre Mondiale, les émissions étaient bien moins élevées. Ce n'est qu'avec l'exploitation massive du pétrole que les émissions ont véritablement décollé. Au total en 2010, les émissions de CO₂ dues aux activité industrielles (combustion de combustibles fossiles plus divers procédés) dépassent les 30 milliards de tonnes (Gt) par an, auxquelles il faut ajouter 5Gt/an pour la déforestation et l'équivalent d'un peu moins de 15Gt/an pour les autres gaz à effet de serre comme le méthane et le N₂O, pour un total d'à peu près 50Gt/an d'équivalent CO₂.

Ensuite, le GIEC détermine des scénarios moyens et lie des masses d'émissions à une probabilité de rester sous une certaine élévation de température. Il est important de noter que ces quantités sont données à partir de 2011: nous sommes en 2015 et ces budgets sont déjà entamés. Pour accomplir l'objectif proclamé d'avoir plus de 2 chances sur 3 de limiter le réchauffement à moins de 2°C, il restait donc à peu près 1000 Gt de CO₂ possibles à émettre (les autres gaz à effet de serre ne sont pas comptés dans ce budget, mais modélisés à part).

Le premier effet du réchauffement climatique est la hausse du niveau des mers par 2 voies: la dilatation thermique et la fonte des glaciers terrestres. Ces 2 termes expliquent environ 80% de la hausse observée du niveau des mers; le reste est dû à la différence entre le pompage des nappes phréatiques et du stockage dans des barrages. La précision des observations de la hausse du niveau des mers s'est grandement améliorée à partir des années 90 quand le premier des satellites d'altimétrie radar a été lancé. Avec ses successeurs, on observe depuis plus de 20 ans une hausse d'environ 3mm/an du niveau moyen des mers. Au 21ᵉ siècle, la différence entre les situations où il y aurait un fort réchauffement et celui où il serait plus limité est relativement faible: si on limite le réchauffement à 2°C, on peut s'attendre à une hausse du niveau des mers de 40cm contre 75cm dans le cas de la prolongation tendancielle (grosso modo +4 ou +5°C). Mais une vraie différence apparaît à plus long terme: la fonte de la calotte du Groenland se produit vers un réchauffement de +1.5°C et une hausse du niveau des mers de 6m à l'échelle de plusieurs millénaires, et à l'échelle de plusieurs siècles, le cas du fort réchauffement conduit à une élévation de l'ordre de 4 à 5m en moyenne, contre moins d'un mètre s'il est contenu. Combiné aux autres changements annoncés dans la répartition des précipitations, de la hausse de la fréquence des épisodes de fortes précipitations, on comprend qu'il y a là motif à agir, ne serait-ce que pour limiter la vitesse des changements les plus néfastes.

Médiapart a publié sur son site un pré-rapport d'une étude commandée par l'ADEME sur la faisabilité d'une production d'électricité totalement renouvelable en France. Par la suite, devant cette fuite, l'ADEME n'a guère eu d'autre choix que de publier elle-même ce document provisoire sur son site web. Ce post concerne le contenu de ce document, et il fait suite à celui concernant d'autres scénarios de production électrique 100% renouvelable (ou quasiment).

Comme explique dans le post précédent, le scénario de l'ADEME peut s'appuyer sur des précédents et ne sort pas de nulle part. En fait, pour faire le scénario le plus crédible possible, on peut déduire de ces précédents les choses suivantes:

1. L'éolien terrestre va constituer la première source d'électricité. La production est répartie tout au long de l'année avec en moyenne un surplus en hiver, ce qui ressemble à la consommation. De plus, c'est aujourd'hui la source renouvelable d'électricité la moins chère aujourd'hui; les baisses de prix à prévoir pour en faire l'acteur dominant peuvent se révéler faibles. La France bénéficie aussi d'une situation relativement favorable du point de vue de l'intermittence avec une forte différenciation entre les régimes de vent au sud (Mistral et Tramontane) et au nord (vents d'Ouest venant de l'Atlantique). En supposant une amélioration de la technologie, le facteur de charge — la quantité produite rapporté au maximum possible — augmente à conditions météorologiques constantes, ce qui limite les besoins de stockage ou de lignes THT.
2. Comme l'éolien ne suffit pas à lui tout seul, il faut lui adjoindre une autre source: en général, le photovoltaïque est indiqué car on peut en installer un peu partout, sur les toits dans le pire des cas. Comme une baisse des prix importante s'est produite ces dernières années, il suffit de prolonger la tendance pour obtenir des prix bas. Cependant, le photovoltaïque et l'énergie solaire en général présentent 2 gros défauts: la production est concentrée l'été et en milieu de journée ce qui provoque des pics de production.
3. En conséquence, il va falloir mobiliser de la demande mobile au cours de la journée ou de la semaine. En invoquant un mix de smart grid, de chauffage électrique et de voitures électriques, comme dans le scénario du Fraunhofer Institut, c'est réalisable. Il faut cependant rester à des puissances déplaçables raisonnables sous peine de paraître peu crédible.
4. Pour compléter la gestion dynamique de la demande, il faudra du stockage. En effet, il est impossible de s'affranchir totalement de l'intermittence rien qu'avec le solaire et l'éolien: pour passer les périodes sans vent ni soleil, il faudrait construire énormément plus de capacités de production que l'énergie totale consommée ne le nécessite. Il faut aussi limiter cette composante, car cela coûte cher, tant en production qu'en argent. De ce côté, la France présente un atout avec ses lacs de barrage qui permettent de limiter cet appel au stockage.
5. Construire des lignes THT et se reposer sur le commerce international est aussi utile: c'est une façon relativement économique d'éponger les surplus et de remplir les creux. Une nouvelle fois, une minimisation des besoins est importante, non pas tant à cause des coûts que de l'opposition générale que la construction de ces lignes suscite
6. Enfin, évidemment, il faut que les coûts des technologies favorisées soient présentés comme plutôt faibles, sinon le scénario ne semblerait pas très intéressant.

Le scénario de référence

Pour sélectionner la répartition entre technologies ainsi que la répartition spatiale des installations, un logiciel d'optimisation est utilisé pour minimiser les coûts totaux avec en entrée les coûts de chaque technologie par région ainsi que les coûts des lignes THT à installer. Les puissances à installer sont calculées région par région, les réseau THT est optimisé en minimisant les liens entre régions. Les conditions aux bornes sont que la situation commerciale de la France est neutre — autant d'imports que d'exports sur l'année — avec une capacité d'import-export fixée à l'avance au niveau actuel, que le stockage est équilibré sur l'année — autant d'entrées que de sorties — et que la consommation totale annuelle est de 422TWh.

Pour couvrir cela dans le scénario de référence, environ 106GW d'éolien et 63GW de solaire PV sont installés pour compléter les installations hydro-électriques déjà présentes aujourd'hui, 3 GW de bois ainsi que diverses technologies plus ou moins obligatoires à présenter (solaire à concentration, géothermie, ordures ménagères …) mais qui n'ont aucun impact substantiel sur le résultat de la simulation. Le réseau THT modélisé a une capacité de 68GW, une augmentation a priori raisonnable de 30% par rapport à ce qui serait nécessaire aujourd'hui selon le même modèle. Le stockage est représenté par les 7GW de stations de pompage — plus ou moins ce qui existe déjà en France —, 12GW nouveaux de stockage court terme ainsi que 17GW de stockage long terme sous forme de méthane pour servir l'hiver. On peut voir la répartition complète pour les moyens de production «primaires» ci-dessous, ainsi que la répartition de la production qui en découle.

Comme on peut le voir, l'éolien sous ses diverses formes représente l'essentiel de la production primaire avec environ les 2/3 du total, l'éolien terrestre en assurant plus de la moitié à lui seul. Le solaire PV et l'hydraulique se partagent quasiment le reste à part presque égales avec une petite place pour les autres technologies. L'importance de l'hydraulique permet à ce scénario de partir sur des bases plus sympathiques que ceux étudiant l'Allemagne: avec les autres technologies renouvelables plus ou moins pilotables ou fonctionnant de façon continue, presque 25% de la demande est couverte. L'importance du stockage n'apparaît pas sur ces graphes — dommage! Mais la façon de le gérer est la principale innovation, me semble-t-il, de cette étude et ce qui permet de la rendre réaliste. En effet, les études passées en revue dans le post précédent achoppent sur deux points: s'il n'y a qu'un seul moyen de stockage adaptable, la puissance installée augmente fortement pour aller chercher l'ensemble du surplus dans les heures de forte production intermittente. En conséquence, le facteur de charge finit par baisser de façon dramatique ce qui fait exploser les coûts: une bonne partie des installations est de fait à l'arrêt toute l'année ou presque. Si on ne met pas de stockage, on doit alors utiliser du réseau à foison, ce qui finit par devenir irréaliste à cause de l'impopularité des lignes THT.

Le stockage est réparti en 3 classes: le court terme, le moyen terme (pompage) et le long terme (méthane). Un des points les plus importants est que le stockage de long terme coûte plus cher que les autres et il faut absolument en minimiser la puissance installée. De même pour les autres, même s'ils sont modélisés avec un coût nettement plus faible, les faire tourner le plus possible minimise les coûts totaux. Pour minimiser la puissance installée de l'entrée et de la sortie en stockage de long terme, l'étude autorise largement le recours aux transvasements entre stockages ainsi que le recours aux importations, même pour le remplissage (cf par exemple les figures 53 et 54 p44). On peut dire que c'est un succès: le facteur de charge de la transformation électricité vers gaz est d'environ 40% avec des mois où elle tourne en permanence comme le mois de juin (cf figure 72 p67) et pour le mois de février, c'est la sortie qui fonctionne à plein régime tout le mois. La flexibilité du stockage associé à son coût raisonnable est à mon avis ce qui explique, avec la proximité des coûts des technologies utilisées, le tir groupé sur les coûts qu'on constate dans l'étude. Cette façon de gérer le stockage permet aussi de limiter la gestion de la demande à une dizaine de GW. Associé aux 30GW de stockage, ça permet d'absorber l'ensemble des à-coups tout en restant dans une zone qui semble à peu près réaliste: c'est la première étude 100% renouvelable que je lis qui entre dans cette catégorie.

Le scénario de référence est complété par des variantes ou des concurrents:

1. Un scénario où la demande est plus forte: 510 TWh contre 422TWh. C'est le 3e pire cas au niveau des coûts à cause de l'usage de certaines des technologies les plus chères qui sont écartées de ce fait du scénario de référence. Mais on reste à 5% du coût au MWh du scénario de référence, contrairement à ce que disent les titres (cf plus bas).
2. Un scénario où il y a moins d'hydroélectricté disponible. En conséquence, c'est plus cher car il faut à la fois installer des moyens de production supplémentaires, accompagnés d'un peu de stockage et de réseau. Le MWh est 3% plus cher que dans le scénario de référence.
3. Un scénario où les énergies marines sont nettement moins chères. Surprise: le coût au MWh est moins élevé en conséquence (-5%). Ça permet de constater que quand les prix baissent, on paie moins cher. C'est un scénario qui pourra laisser un peu d'espoir aux partisans de ces énergies, dont les perspectives sont pratiquement inexistantes si elles restent aussi chères et que le stockage baisse ses prix comme prévu par le scénario de référence.
4. Un scénario où le coût des lignes THT est doublé. C'est le pire cas au niveau des coûts au MWh (+8%)! Ça s'explique par le fait que la simulation se met à installer des moyens de production chers et à renforcer le stockage. Combiné au dernier scénario, ça montre que le NIMBY est potentiellement très toxique pour les énergies renouvelables électriques (cf plus bas).
5. Un scénario où on accepte 5% d'électricité non-EnR fabriquée en France et un autre où on en accepte 20%. Ces scénarios permettent de s'apercevoir que le stockage, même avec les hypothèses les plus optimistes ne fait pas vraiment le poids face aux combustibles fossiles, même frappés par un prix du carbone de 100€/tonne. Le scénario avec 80% d'EnR est le moins cher à coût du capital constant (-6%). Le stockage de long terme disparaît totalement au profit des turbines à gaz: c'est peut-être la meilleure preuve qu'il est très difficile de se débarrasser des combustibles fossiles. Les combustibles fossiles remplissent actuellement la fonction qui est dévolue au stockage de long terme, puisque le stockage d'énergie est juste une sorte de tas avec des choses à brûler quand on besoin d'énergie
6. Un scénario avec 40% d'EnR où le nucléaire apparaît en force. Arrive à rester moins cher malgré le prix du nucléaire dans la fourchette haute des énergies: le stockage est quasi-totalement éliminé à part le pompage, le réseau est fortement diminué, ce qui compense le coût du nucléaire.
7. Un scénario sans solaire PV. C'est un des plus chers (presqu'autant que le scénario haute consommation), car il faut recourir aux énergies marines — les plus chères de l'étude — et augmenter les capacités de stockage. Cette variante montre le côté relativement complémentaire du PV avec l'éolien.
8. Un scénario sans éolien avec de grands rotors. Un peu plus cher (+2%), il suffit juste de jouer à la marge sur le PV, le réseau et le stockage. Cette variante montre à mon sens — même s'il est difficile d'en être sûr vue qu'elle n'est pas très détaillée — que la flexibilité du stockage permet d'amortir le profil plus intermittent.
9. Un scénario avec un taux d'actualisation de 2%, extraordinairement faible. Sans surprise, c'est le moins dispendieux des scénarios: quand des moyens de production à coûts fixes sont financés presque gratuitement, c'est forcément moins cher!
10. Un scénario où l'éolien terrestre est plafonné à 47GW environ, soit 2 fois moins que l'optimum de la simulation, et le PV de grandes dimensions à 24GW, une baisse d'un tiers. C'est le 2e scénario le plus cher (+7%) car ce sont les moyens de production les moins chers de l'étude. Il faut recourir aux énergies marines pour combler le manque. Dans ce scénario, le NIMBY est un gros problème pour tout le monde, y compris pour bâtir le réseau (cf variante 4.) d'où sa forte toxicité potentielle.

Les problèmes du document

Le premier problème de ce document, c'est qu'il n'est pas fini. Outre qu'il n'y a pas de résumé et qu'on peut facilement noter la présence de coquilles et de phrases bizarres, cela donne sans doute lieu à un contre-sens. Une des conclusions du rapport est que la maîtrise de la demande est un élément clé pour limiter le coût (titre p84) mais que les contraintes d'acceptabilité liées au réseau ne sont pas un obstacle (titre p86) ou encore que de fortes contraintes d’acceptabilité sociale sont compatibles avec un mix 100% renouvelable (titre p81). Ces phrases sont assez attendues dans un rapport de ce type, qui est après tout souvent commandé pour montrer la faisabilité du scénario étudié et relayer ce que pense le commanditaire. Mais en fait, la figure 77 (p71, oui, il faut suivre) qui sert de base à la publicité pour la maîtrise de la demande est fausse: le MWh ne coûte pas 151€ dans le cas de la haute consommation mais 125€ comme indiqué p112 dans le dernier tableau ainsi que dans la discussion p85. La différence est due au fait que sur la figure 71, le coût total est divisé par une consommation fixe de 422TWh et non par la consommation de la variante… D'ailleurs si on lit le dernier tableau pour les coûts totaux — qui paraît coller avec les hypothèses, lui — on voit que toutes les variantes, sauf une, se tiennent dans ±8% du scénario de référence. L'exception est le cas où le coût du capital est de 2%. On peut trouver la répartition des coûts pour certains scénarios sur le graphe ci-dessous:

Que l'augmentation de la consommation ne soit pas un gros problème découle en fait des hypothèses prises. Régulièrement des études sur le potentiel des énergies renouvelables trouvent qu'il y a potentiellement assez d'énergie à capter pour couvrir les besoins de consommation de n'importe quel pays développé. Donc tant que les gisements d'énergie peu chères ne sont pas épuisés, l'augmentation du volume d'énergie produite n'est pas un problème de coûts. C'est donc naturellement que dans le scénario à forte consommation, où les énergies chères sont peu utilisées, que le coût de production de l'électricité «primaire» augmente dans des proportions raisonnables (+6%). D'ailleurs, il est important de remarquer que la contradiction dans le discours plaidant à la fois pour de fortes économies d'énergie et assurant que les énergies renouvelables vont devenir peu chères très bientôt: les économies d'énergies ne sont nécessaires que si toutes les sources d'énergies sont chères dans le cas contraire, elles ne servent que comme une sorte d'assurance contre une forte hausse des prix. Par contre, ce qui pourrait se produire, c'est une forte hausse des besoins de stockage et de renforcement du réseau. On note effectivement une augmentation du coût du stockage dans le scénario à haute consommation … mais la modélisation du réseau, qui inclut des frais fixes, a pour conséquence que le scénario à haute consommation a les coûts de réseau par MWh consommé les plus bas! Les deux se compensent à peu près et on touche là à une des limites de la simulation.

En effet, le modèle suppose que le coût du réseau de distribution jusqu'aux lignes haute tension de 63 et 90kV est supposé fixe (p69). Or, plus il y a de moyens de production décentralisés, comme l'éolien ou le solaire PV, plus il faut renforcer le réseau, de la basse tension aux lignes haute tension, et non seulement les lignes THT pour le transport à grande distance. En effet, le solaire PV sur toiture est branché sur le réseau de distribution mais la puissance produite dépasse facilement la puissance couramment consommée pour une habitation, les grandes centrales solaires et l'éolien sont souvent connectés au réseau haute tension. L'étude ignore donc ce poste de coûts, pour être réellement représentatif, il aurait sans doute ajouter un petit quelque chose. C'est en tout cas ce que laisse penser un document de la Dena allemande dont on peut simplement extraire un graphe, en se rappelant que le réseau basse tension est tout de même moins cher au km que les lignes THT:

Quant aux prix, il est important de se rappeler que ce sont les hypothèses de départ et non les conclusions de l'étude: en d'autres termes, le mix final et les coûts donnés à la fin dépendent directement de ces paramètres. Or, il s'avère que les projections à long terme sont dans le domaine de l'énergie le plus souvent fausses; il n'est qu'à voir la qualité des prévisions en ce qui concerne le prix du pétrole. Les hypothèses prises sont résumées par les figures suivantes: Il est aussi important de connaître le taux d'actualisation pris pour estimer ces coûts: 5.25%. Malheureusement, pour des installations de production, le taux le plus souvent choisi est 8%, en sus de l'inflation. C'est par exemple le taux pris par la Cour des Comptes et EDF pour évaluer les coûts du nucléaire actuel. Avec un taux aussi bas, et en prenant pour base une note du Syndicat des Énergies Renouvelables, on trouve qu'actuellement avec un taux de 5.25%, l'éolien devrait coûter aux alentours de 60€/MWh… La note du Syndicat des Énergies Renouvelables, venant en réponse à un rapport de la CRE trouvant en substance que les rentabilités étaient trop élevées, malgré un rythme d'installation atone, montre que peu sont prêts à investir avec une rentabilité aussi faible. D'un autre côté on voit des technologies fort chères ou quasiment inexistantes baisser radicalement leurs prix. C'est ainsi le cas de sources comme la biomasse ou l'éolien en mer. L'éolien en mer a fait l'objet d'appel d'offres et le prix est ressorti à environ 200€/MWh (sans compter l'indexation) par deux fois. De même les technologies de stockage sont actuellement quasi inexistantes, une seule existe vraiment: les stations de pompage. Dans ce cadre, la technologie de conversion par électrolyse semble se voir attribuer une baisse de prix d'un facteur 4 par rapport à ce qui attendu pour une construction aujourd'hui. Quant au stockage de court terme, il s'agit selon les propres termes du rapport d'une méta-technologie. Pour le dire simplement, il s'agit donc bien là d'hypothèses, qui servent de point de départ à la simulation: en déduire qu'un système 100% renouvelable serait bon marché est une erreur de logique, le système est à un prix raisonnable si ces hypothèses se vérifient.

Le nucléaire se voit attribuer un prix de 80€/MWh pour un facteur de charge de 80%. Avec l'utilisation réelle, le prix ressort d'ailleurs plutôt à 85€/MWh soit environ 30% de plus que l'éolien terrestre dans le modèle. Ce prix correspond grosso modo au prix de Flammanville 3 avant les derniers retards annoncés, soit 9.5G€, avec le taux d'actualisation annoncé (5.25%). La simulation avec peu d'énergie renouvelables est aussi désavantagée par divers facteurs: par exemple, il y a une limite basse pour l'installation de solaire PV sur toiture, une technologie chère dans le modèle, qu'on peut remplacer par l'alternative similaire des grandes centrales PV. Ça coûte environ 400M€ annuels avec les hypothèses du modèle, soit 1€/MWh. Ça peut sembler dérisoire, mais dans une simulation où tous les scénarios se tiennent dans quelques pourcents, ça a son importance. Mais un scénario avec 55% de nucléaire reste alors compétitif malgré le surcoût et les hypothèses de prix enthousiastes pour le stockage. Enfin, il est remarquable que le scénario le moins cher soit celui où les combustibles fossiles produisent quasiment autant qu'en 2012 … les émissions ne baissent que grâce à la fin du charbon et du fioul dans la production d'électricité. C'est la preuve s'il en fallait une qu'il sera difficile de se débarrasser des combustibles fossiles.

Quelques conclusions

Cette étude est la plus réaliste des diverses études modélisant une production d'électricité 100% renouvelable que j'aie lue. Grâce aux installations hydrauliques déjà présentes aujourd'hui et la gestion du stockage — innovante me semble-t-il — la puissance d'entrée des moyens de stockage reste limitée, de même que l'utilisation de la gestion active de la demande. La somme des deux ne dépasse pas 40GW, ordre de grandeur de la puissance moyenne consommée. On reste dans un domaine raisonnable, contrairement par exemple à l'étude du Fraunhofer Institut, où la somme des deux atteignait parfois 100GW, à peu près 2 fois la puissance moyenne consommée. Même si tout n'est pas parfait, cette étude permet de déterminer quels sont les éléments de succès ou de d'échec d'une production nationale d'électricité basée entièrement sur les énergies renouvelables. Il faut donc de l'éolien et du solaire PV abordable, une capacité d'importation intacte, du stockage peu cher et découpé en catégories d'utilisation (court terme, semaine, long terme), de la demande gérable à distance, typiquement basée sur le chauffage électrique. Les facteurs d'échec sont, à part la non-réalisation des facteurs de succès, le développement d'une réaction de NIMBY qui empêcherait la construction de nombreuses éoliennes et de lignes THT.

Comme les capacités à prévoir les inventions et les prix dans le futur sont très limitées, la question à laquelle répond cette étude est en fait: «que faut-il changer pour que la production d'électricité en France se fasse totalement à partir d'énergies renouvelables?». La réponse est donc que l'éolien terrestre doit baisser ses prix de 25%, l'éolien en mer d'un facteur 3 environ, le solaire PV d'un facteur 2, et surtout des technologies de stockage doivent apparaître et devenir compétitives. On doit aussi interdire quasiment les combustibles fossiles, faute de quoi leur utilisation ne serait pas très différente d'aujourd'hui. En outre, une gestion dynamique de la demande doit être mise en place, en grande partie basée sur le chauffage électrique — qu'on ne doit donc pas décourager — et pour le reste sur les voitures électriques — qui doivent encore se tailler une part de marché significative. Enfin, aucun mouvement de NIMBY ne doit apparaître.

Il n'est pas certain que tous ces points puissent se réaliser aisément tous en même temps: pour prendre un exemple, parmi les supporters des éoliennes, on ne trouve pas spécialement de supporters du chauffage électrique ou des lignes à haute tension. Dans un autre genre, la Cour des Comptes avait constaté que 40% des permis de construire d'éoliennes étaient retoqués par l'administration et sur ceux qui passaient ce filtre, un tiers était attaqué par des personnes privées. Au Royaume-Uni, les éoliennes sont suffisamment impopulaires pour que le parti conservateur compte en son sein de nombreux opposants à leur déploiement dans ses rangs, et cette opposition sert de justification au développement de l'éolien en mer pour lequel, d'ailleurs, l'opposition populaire aux éoliennes terrestre est en ce moment à peu près la seule justification.

Pour finir, il reste à répondre la question «Que faire à la vue de cette étude?». La réponse est en fait «pas grand-chose!». Si chercher à faire que les prix des énergies renouvelables baisse ne veut pas dire en installer massivement. En effet, elles sont aujourd'hui nettement plus chères que les alternatives. Par exemple, la position de départ de d'EDF avant négociation est de demander 55€/MWh pour l'électricité nucléaire venant d'un parc rénové, bien moins cher que ce qui est présenté dans l'étude. En conséquence, d'ici 2035, il n'y a pas besoin de changer grand-chose. De plus, certains tarifs de rachat pour les énergie renouvelables restent très élevés et produiront des effets jusque dans les années 2040, comme par exemple ceux de l'éolien en mer. Dans ce cadre, procéder à un déploiement massif dès aujourd’hui serait se faire mal tout de suite pour espérer que ça aille à peu près bien dans une trentaine d'années!

Le 15 octobre dernier, Philippe de Ladoucette, le président de la CRE était entendu par la commission d'enquête sur les tarifs de l'électricité à l'Assemblée Nationale (retranscription, vidéo). À l'occasion, la CRE rendait public deux rapports, l'un sur les tarifs régulés d'EDF et un autre sur les perspectives de la CSPE. Ce billet est consacré au rapport sur la CSPE. La CSPE est une taxe un peu fourre-tout qui sert à la fois à financer les tarifs sociaux de l'électricité, la péréquation avec les îles sous administration française (Corse, DOMs, etc.) ainsi que les tarifs de rachats divers dont ceux des énergies renouvelables. L'élément le plus remarquable de ce rapport sur la CSPE est qu'il la voit passer de 16.5€/MWh cette année à 30.2€/MWh en 2025.

La situation présente

Ces dernières années, avec notamment la forte hausse du prix du pétrole et la bulle du photovoltaïque en 2010, les charges à couvrir ont fortement augmenté, ce qui a provoqué l'apparition d'un déficit de plus de 4G€ qu'il va falloir résorber. Cette année, avec 16.5€/MWh, la taxe couvre les charges courantes prévues à 6.2G€. L'année prochaine, le stock de dette devrait commencer à se résorber, la CSPE étant augmentée plus vite que les charges courantes. Elle atteindra 19.5€/MWh pour des charges courantes de 17.7€/MWh. Aujourd'hui, plus de 60% des charges relèvent des énergies renouvelables et un gros quart de la péréquation, les tarifs sociaux n'en représentent que 5% environ.

La hausse des prix du pétrole a eu un impact sur le coût de la péréquation: dans les îles, les centrales sont bien souvent des centrales au fioul. De ce fait, le coût de la péréquation atteint environ 1.9G€ en 2014, en incluant les EnR de ces régions. Le plus gros poste relève des tarifs de rachats de toute sortes et aux prix les plus divers, de la cogénération — à base de combustibles fossiles… — au solaire photovoltaïque qui représentent 3.5G€ cette année pour les installations métropolitaines. Le solaire photovoltaïque de métropole absorbe à lui seul 2.1G€ de subventions. Avec 14% de la production éligible aux tarifs de rachat, ce dernier capture à lui seul 62% des subventions! L'explication de cette situation est que les subventions sont accordées sur la base des coûts de chaque type d'énergie subventionnée, sans vraiment prendre en compte l'utilité de chacune. Cette situation paraît amenée à perdurer comme le montrent les prévisions de la CRE.

La situation future

La CRE prévoit une forte hausse de la CSPE, marquée dans un premier temps par une hausse rapide dans les 3 années qui viennent pour combler la dette accumulée, puis par la mise en service de nouvelles installations. Elle devrait atteindre 10.6G€ annuels en 2025, soit une taxe de 30.2€/MWh. La trajectoire prévue figure sur le graphe ci-dessous.

Comme la dette accumulée va être résorbée dans les quelques années qui viennent, la hausse de la taxe unitaire s'explique par la hausse des charges courantes. Comme les tarifs sociaux restent une petite partie du coût, les raisons sont à trouver dans les 2 gros contributeurs actuels: la péréquation et les tarifs de rachat. Le coût de la péréquation passe de 1.7G€ à 2.5G€ (Figure 81 p112) soit une augmentation de 50%. La plus grosse part de l'augmentation est donc causée par l'autre poste important, les tarifs de rachat qui passent de 3.5G€ en 2014 à environ 8G€ en 2025: ils font plus que doubler. L'essentiel des subventions va à 2 technologies en 2025: le solaire PV et l'éolien en mer. À eux deux, ils capturent 5G€ sur 8G€ de subventions. Un constat s'impose: aux conséquences de la bulle du photovoltaïque vont se superposer les conséquences des appels d'offres sur l'éolien en mer qui se sont soldés par des tarifs extrêmement onéreux, puisqu'à l'horizon 2020, l'indexation amènera le prix à 220€/MWh environ. Avec 2.1G€ annuels de subventions dédiés aux contrats photovoltaïques signés avant 2013 et qui courent sur 20 ans de production, leur coût total s'élève à 42G€. Pour l'éolien en mer, la CRE prévoit sur la durée de vie des contrats actuellement passés 38G€ de subventions (p5). On voit que ce sont des sommes du même ordre. On peut conclure que la politique menée pour soutenir le secteur des énergies renouvelables électrique ne tient absolument pas compte du coût pour le consommateur.

60% des subventions en 2025 iront à des contrats mis en œuvre après 2013, ce qui montre que la bulle photovoltaïque de 2009-2010 ne sera certainement pas la seule responsable de la forte hausse de la taxe. Les estimations de la CRE conduisent peu ou prou à un chiffres d'affaires des secteurs sous obligation d'achat de 15G€/an pour une production d'environ 85TWh, soit environ 15% de la production d'électricité française. Si EDF obtient les 55€/MWh qu'il demande pour son parc nucléaire dans le futur, le chiffres d'affaires du parc nucléaire sera d'environ 25G€ pour plus de 400TWh de production. Une nouvelle fois, on voit que les coûts des EnR sont loin d'être maîtrisés!

Par ailleurs, durant son audition, le président de la CRE a précisé que ses prévisions étaient conservatrices. En effet, les calculs ont été effectués en prenant des hypothèses qui tendent à minimiser les subventions versées:

1. La CRE prévoit une hausse du prix spot de l'électricité. Or, comme je l'avais constaté, plus il y a d'énergies subventionnées, plus les cours ont tendance à baisser. Cependant, cet effet est assez faible: une erreur de 10€/MWh (soit environ 20%) sur le prix de gros entraîne une variation de 700M€ des charges. Cela montre une fois de plus que l'essentiel des surcoûts ne vient pas des volumes produits mais des contrats signés en faveur de technologies très loin d'être compétitives
2. Pas de renouvellement de contrat à terme quand ce n'est pas prévu par la réglementation actuelle. Cela vaut surtout pour l'éolien. Au vu de ce qui se passe aujourd'hui avec le petit hydraulique et la cogénération, la prudence est de mise, même si une nouvelle fois, l'impact devrait être faible, étant donné que l'éolien terrestre fait partie des EnR les moins chères.
3. Elle prévoit aussi que les installation suivent la programmation effectuée suite au Grenelle de l'Environnement, en l'adaptant suivant ce qui s'est passé depuis et en abaissant les objectifs. C'est ainsi que l'essentiel des capacités nouvelles d'ici 2025 proviennent de l’éolien terrestre, que la progression du photovoltaïque est limitée et qu'il n'y a pas de nouvel appel d'offres pour l'éolien en mer. C'est pratiquement le cas le plus favorable au consommateur.
4. Cette hypothèse est rendue encore plus optimiste par les projets du gouvernement actuel qui tient absolument à faire baisser la part du nucléaire dans la production d'électricité et à augmenter la part des renouvelables. En tenant compte de la production hydraulique actuelle, cela voudrait dire qu'en 2025, la part de la production électriques provenant des EnR subventionnées serait de 25 à 30%, soit à peu près de 2 fois plus que ce que prévoit la CRE. Même si on ne croit pas ce que raconte le gouvernement, cela va créer une pression à la hausse car pour paraître atteindre les nouveaux objectifs, il va sans doute falloir relever les tarifs de rachat et lancer d'autres appels d'offres particulièrement onéreux.

Quelques conclusions

Il est aussi intéressant qu'aucune des modalités de soutien ne trouve grâce aux yeux de la CRE (voir p3 et suivantes). On comprend qu'à chaque fois, les tarifs lui paraissent en tout ou partie trop élevés par rapport aux bénéfices attendus et aux coûts réels de chaque technologie.

Face à une telle augmentation, il n'est pas très étonnant que cette taxe bien visible par les consommateurs-électeurs devienne un sujet digne d'intérêt pour les parlementaires. Même si le sujet de l'augmentation de cette taxe est peu abordé dans les médias, les plaintes des électeurs au sujet de leur facture doivent remonter auprès des politiques. Quand de l'autre côté les prévisions annoncent une hausse importante de la taxe, la question de l'assiette de la taxe surgit à nouveau. Il faut dire que le but officiel est de réduire les émissions de gaz à effet de serre. Mais comme le gaz, par exemple, est exonéré, on voit que plus il y a d'énergies renouvelables dans la production électrique française, plus elle est taxée et plus il est en fait intéressant de se tourner vers le gaz et donc d'émettre du CO₂. Comme les coûts évalués par la CRE relèvent essentiellement de contrats déjà actés, si le gouvernement veut éviter la grogne des consommateurs d'électricité, il ne lui reste guère que l'option d'étaler les coûts sur d'autres consommateurs, comme les consommateurs de fioul et de gaz, qui à leur tour grogneront. Il n'y a donc pas vraiment d'issue favorable possible sur cette question!

Enfin, la question des bénéfices à retirer des énergies renouvelables n'est jamais ou presque abordée. Cela nécessiterait de comparer à des alternatives — par exemple, remplacer les quelques centrales à charbon françaises qui resteront après 2015 par des centrales au gaz coûterait certainement moins cher à la tonne CO₂ évitée. Les énergies renouvelables électriques sont devenues dans le débat public des buts en elles-même. Pas étonnant dans ces conditions que la distribution des subventions montre un grand laisser-aller.

Ségolène Royal a répété à de multiples reprises à la radio dimanche dernier que les EnRs et les travaux d'isolation allaient rapporter de l'argent au lieu d'en coûter. Cela implique normalement que les coûts pour la collectivité soient contrôlés de façon à ce qu'on tire le maximum des énergies renouvelables les moins chères. En effet, utiliser les énergies renouvelables les moins chères permet d'en utiliser le maximum pour un montant donné: on maximise de cette façon le rendement des investissements.

Lors de son interview, Ségolène Royal a mentionné une famille habitant dans une habitation nouvelle dont la facture d'énergie était de 96 centimes d'euro par mois. La suite de l'entretien montrait quelle était la recette: une bonne isolation, certes, mais aussi l'installation de panneaux solaires qui permettent de toucher des subsides très intéressants qui s'élèvent dans le cas de cette nouvelle habitation à plus de 280€/MWh produit. On peut comparer cela au coût de la fourniture d'énergie dans le Tarif Bleu d'EDF, destiné aux particuliers: il était en 2012 d'environ 45€/MWh (rapport de la CRE, Figure 54, p78). La différence est évidemment payée par une taxe, la CSPE: autrement dit, si ce ménage ne paye que 96 centimes par mois, c'est que la collectivité paye le reste.

Les charges de la CSPE représentent, pour sa partie finançant les énergies renouvelables, plus de 3.5G€ cette année. Comme l'indique le site de la CRE, le montant de la taxe devrait être de 22.5€/MWh mais elle est limitée à 16.5€/MWh parce que la hausse de la taxe est limitée à 3€/MWh par an. Un déficit de plus en plus important est en train de se creuser, qu'il faudra bien combler un jour. Toujours est-il qu'on peut constater que les seules EnRs électriques réclament un financement de l'ordre de 12€/MWh dont l'essentiel va à 3 sources d'énergie: l'éolien, la biomasse et le solaire PV, ce dernier se taillant la part du lion. Ces 3 sources représentent environ 3% de la production totale d'électricité en France … pour un chiffre d'affaires global égal à 25% de l'ensemble!

En Allemagne, le montant de la taxe a explosé en quelques années à cause du rythme d'installation des panneaux solaires et l'absence de contrôle des coûts. Elle est aujourd'hui de 62.4€/MWh, soit plus que le coût des productions classiques ou encore près de 2 fois le prix spot de l'électricité en Allemagne. La taxe EnR allemande est une des raisons pour lesquelles le prix de l'électricité pour les particuliers atteint 300€/MWh. Comme on le voit, le contrôle des coût devrait constituer une partie essentielle de la politique menée si on veut préserver le pouvoir d'achat des Français — comme l'affirme Ségolène Royal. La Cour des Comptes a aussi publié un rapport très critique à ce sujet l'an dernier.

On pouvait donc s'attendre à ce que des mesures soient prises sur ce terrain. En lisant le projet de loi, on constate qu'il y en a … aucune! Il y a bien des dispositions tenant compte des demandes de la commission européenne — mais dont bien sûr l'essentiel des installations, éoliennes et solaire seront exonérées — et l'article 50 sur un comité de gestion de la CSPE qui sera chargé de faire ce que fait actuellement la CRE. C'est tout. À un député proposant une réforme, il est répondu qu'une mission d'information a été mise en place … alors que le problème est connu depuis plusieurs années: la commission sénatoriale de 2012 sur les coûts de l'électricité a déjà abordé le sujet! Que rien ne soit prévu dans ce projet de loi est donc un pur scandale. À côté de cela, Ségolène Royal continue de chanter les louanges de l'éolien en mer. L'appel d'offres de ce printemps s'est soldé par un prix d'environ 220€/MWh en 2022. Aucun compte ne semble avoir été tenu du rapport de la Cour des Comptes. Bref, le robinet est toujours grand ouvert.

Au-delà de la protection du pouvoir d'achat, un contrôle des coûts est aussi important car plus les sources d'énergies qui incluent des EnRs sont taxées, plus on favorise les autres sources. En effet, le ratio des prix devient plus favorable aux autres énergies et les effets d'éventuelles taxes carbones est neutralisé par l'inflation liée aux EnRs. Aujourd'hui, le gaz est soumis à une taxe carbone minime qui va atteindre 4.45€/MWh en 2016, soit moins de 10% du prix du gaz (hors taxes). La CSPE est de 16.5€/MWh cette année, elle atteindra donc 22.5€/MWh en 2016 soit probablement plus de 20% du prix hors taxes de l'électricité. Autrement dit, l'expansion des renouvelables décourage l'emploi d'une source peu carbonée comme l'électricité française (environ 50g de CO₂ par kWh) en faveur de l'emploi d'un combustible fossile comme le gaz naturel (environ 200g de CO₂ par kWh). L'absence de contrôle des coûts est un encouragement à émettre plus de CO₂, à rebours de tous les objectifs proclamés.

Pour conclure, le manque de dispositions visant à contrôler les coûts dus aux énergies renouvelables, notamment électriques, me semble un pur scandale. Alors que la ministre proclame urbi et orbi que son projet de loi va rapporter de l'argent, qu'elle veut faire baisser les émissions de CO₂, elle acte en approuvant des projets hors de prix et en ne prenant aucune autre mesure des incitations financières exactement inverses. Au fond, c'est significatif des buts de ce projet de loi: il ne s'agit pas tellement de développer au maximum les énergies renouvelables pour un prix raisonnable et de réduire les émissions de CO₂ par ce biais, mais d'en construire pour elles-mêmes, pour des qualités qu'on leur donne a priori, parce que cela va dans le sens de l'idéologie dominante au PS et surtout chez leur allié les Verts.

L'hydrogène est souvent présenté comme potentiel candidat pour des systèmes de stockage de l'énergie. L'idée est de produire de l'hydrogène par électrolyse à l'aide d'électricité «excédentaire» et de stocker ce gaz pour s'en servir pour le chauffage — par combustion directe —, pour servir de carburant dans des automobiles — en général, via des piles à combustible — ou encore pour produire de nouveau de l'électricité. Tous les projets sont toutefois restés à l'état de prototype jusqu'à présent.

J'avais abordé suite au rapport de l'OPECST de 2012 sur l'avenir de la filière nucléaire — et plus généralement sur l'avenir de la production d'électricité — les problèmes que posaient la transformation d'électricité en stock d'énergie utilisable plus tard. Au delà des problèmes techniques encore à résoudre, se pose un problème de rentabilité économique: pour que le stockage soit rentable, il faut l'installation ne soit pas trop chère à construire et à faire fonctionner et que la durée de fonctionnement soit élevée. Une note récente du Commissariat à la prospective vient de paraître et fournit quelques données qui vont dans le sens de l'extrême difficulté pour atteindre le seuil de rentabilité. À la lecture de la note, on se dit que l'utilisation de l'hydrogène comme vecteur énergétique relève du mirage: toujours visible à l'horizon, mais dont on ne se rapproche jamais malgré une longue marche dans sa direction.

Le dihydrogène est la molécule qui permet de récupérer le plus d'énergie par combustion rapporté à sa masse. C'est ce qui lui vaut une bonne image quand on parle de stockage de l'énergie. Mais il souffre en fait de graves tares:

1. Pour un gaz, ce n'est pas tant l'énergie par unité de masse qui compte, mais la quantité d'énergie par unité de volume. En effet, c'est plutôt le volume du réservoir qui est limitant. Or la formule des gaz parfaits nous dit que le volume est proportionnel au nombre de molécules. Ce qui fait qu'au total, le contenu énergétique du dihydrogène est d'environ 3.5 kWh/Nm³ contre environ 11 kWh/Nm³ pour le méthane, principal constituant du gaz naturel. Le dihydrogène est donc un vecteur moins concentré en énergie que ce dont on a l'habitude aujourd'hui
2. Il n'est pas envisageable de le liquéfier à grande échelle du fait de la température très basse de liquéfaction (-253°C) et aussi d'un gag dû à un phénomène de mécanique quantique
3. Même s'il est plutôt moins détonnant que le méthane (contrairement à ce qui est dit dans la note), le dihydrogène fuit nettement plus facilement de son contenant. Cela le rend nettement plus dangereux que le méthane. Ce dernier est accompagné d'un gaz odorant dont les propriétés sont proches et qui fuit en même temps que le méthane. C'est impossible pour le dihydrogène qui peut fuir par des micro-fissures. Détecter toutes les fuites est donc nettement plus difficile.
4. Bien sûr, le dihydrogène n'existe pas — ou quasiment — à l'état naturel, il faut donc le produire. Actuellement, il est principalement fabriqué par vaporeformage. Le but étant aussi d'éviter d'émettre du CO₂, il faut se reporter sur l'électrolyse, nettement plus gourmande en énergie. Cela nécessite donc de construire des usines et de payer l'énergie. Le coût va donc dépendre aussi du taux d'utilisation de l'usine et du rendement du procédé. Il se pose aussi des difficultés pour se procurer du platine en grande quantité pour servir de catalyseur.

La plupart de ces critiques peuvent trouver des réponses techniques, mais elles ont pour la plupart toutes un coût. Si on parle de plus en plus de remplacer le platine par des matériaux plus communs (exemple), les autres solutions sont de compresser l'hydrogène — on estime que compresser à 700 bars coûte 20% du contenu énergétique —, de construire des réservoirs en matériaux composites — donc des coûts de développement — etc. La critique la plus difficilement contournable est donc celle du coût de production. La note fournit des données chiffrées qui laissent peu d'espoir.

Comme on peut le voir ci-dessus, dans tous les cas, l'hydrogène produit est très cher. Les 2 colonnes de gauche représentent à peut près les conditions actuelles de production, la colonne 6, le meilleur cas espéré à l'avenir: un électrolyseur qui coûte à l'achat 800€/kW installé qui tourne presqu'en permanence (7000h par an) et qui paie son électricité 60€/MWh. Dans ce cas, l'hydrogène coûte 94€/MWh thermiques, à comparer à un prix du gaz d'environ 20€/MWh en Europe.
La colonne 5 donne le coût pour un électrolyseur qui serait utilisé pour éponger d'éventuels excédents d'électricité, provenant de sources d'électricité intermittentes comme l'éolien ou le solaire. Dans ce cas, l'électricité serait gratuite, mais on ne peut pas imaginer que ce soit un phénomène courant durant l'année à cause du faible facteur de charge des éoliennes et des panneaux solaire et parce que les producteurs auraient du mal à vivre avec une large part de leur production payée 0€. Mais dans ce cas, on constate que le coût de production est de presque 270€/MWh: le coût est alors déterminé par les frais fixes de l'électrolyseur qu'il faut amortir sur une faible durée d'utilisation.
On voit aussi que la production d'électricité par ce biais est reservée aux cas d'urgence du fait d'un coût qui devient totalement prohibitif, un MWh électrique coûterait de l'ordre de 2 à 3 fois le MWh thermique.

Comme on le voit, pour que l'hydrogène devienne un vecteur énergétique crédible, il faut à la fois que les obstacles technologiques soient surmontés et que les prix baissent énormément. Si les électrolyseurs coûtent actuellement 2000€/kW, il faudrait qu'ils coûtent entre 100 et 200€/kW pour que les coûts deviennent à peu près raisonnables. Comme on voit qu'en plus l'hydrogène est loin d'être le vecteur énergétique le plus pratique, cela veut dire qu'il ne sera utilisé que si on ne peut faire autrement. On peut donc se dire que la situation qui a prévalu jusqu'ici se perpétuera: l'hydrogène continuera d'être évoqué comme prometteur pour quelques dizaines d'années encore.

Note: this post is an english summary of two posts in french (here and here).

It is often said that subsidies granted to wind and solar power are temporary and are here to help them become competitive with respect to other sources of electricity. Here, based on what happens currently on the electricity market in Germany and France, I will show that the removal of subsidies for new wind or solar capacity is unlikely and that it is probable that these subsidies will become a very long lasting feature of the electricity market in Europe.

A common characteristic of both wind and solar power is that their marginal cost is zero. Producing one more kWh does not cost anything to the owner. He has paid for his machine and pays for the maintenance, regardless of how much the machine produces. Their production is also essentially random — especially that of wind — and subject to the vagaries of the weather. Producer are also dispersed because the cost of building a single machine is not extraordinarily high. These 3 elements will transform producers of wind and solar power into price takers: they will accept any positive price, or even negative prices if they can't disconnect from the grid. Nowadays, they are shielded from the variations of the spot price by the feed-in tariffs which guarantee a fixed price for their production. A system of market premiums do not change that much the situation, as this would only encourage disconnections when the price drops too far in negative territory.

As a consequence, one can expect that wind would fetch a price lower than the baseload price — the non weighted average of all hourly prices in a given year. for solar power, the situation is slightly different because solar power is available during the day, where consumption is also higher than during the night. The price of electricity is thus generally higher during the day than during the night. But if the solar capacity is large enough — larger than night-day swing in demand — they will also fetch a lower price than the baseload.

To check these hypotheses, I gathered prices on Epexspot with a perl script. For France, one can get detailed production data from éco₂mix. For Germany, there's nothing so detailed … and free at the same time. Wind and solar productions are known thanks to an european directive. The data has been gathered by P.-F. Bach, a danish retired engineer.

In Germany

The german market is in a situation of over supply because of the economic situation in Europe, of new coal plants — coal is now relatively cheap because of exports from the US and the shale gas boom there — and of the construction of more than 30GW of wind and 30GW of solar. As a consequence the baseload price is low. In 2012, it was about €43/MWh; in 2013 it was about €38/MWh. Wind power fetched an average of €37.5/MWh in 2012 and €32/MWh in 2013. Solar power got €44/MWh in 2012 but €37/MWh in 2013: the advantage for solar power of producing only during the day has been completely eroded by the large size of the capacity in Germany.

Trying to correlate wind production and the price leads to an estimate of the reduction of the spot price of €1.3/MWh per GW of wind production. However, the correlation is weak, because the price of electricity reflects many other constraints, such as total consumption.

In France

France is in a market economic crisis now, which puts it also in a situation of average over supply. There are however worries regarding peak capacity as european directives such as LCP and IED are forcing old coal- and oil-fired plants to close. The baseload price is higher than in Germany. In 2012, it was about €47/MWh; in 2013 it was about €43.5/MWh. The wind price was €45/MWh in 2012 and €42/MWh in 2013. Up to 2013, there was no specific data for solar power. In 2013, solar fetched a price of €43/MWh.

If we look at the correlation between the price and the wind production, we see same slope, yet the correlation is very weak, because there is much less wind capacity in France than in Germany. As a consequence, other factors tend to dwarf the effect of wind power most of the time. If we look at wind production as a share of consumption, the correlation becomes much clearer, yet other factors continue to play a major role.

What consequences?

With these two years of data, we can conclude that intermittent sources of electricity would fetch a price lower than the baseload price in an open market. The magnitude of the rebate depends on the installed capacity. The european wind power lobby tells us that there were 33.7GW of wind in Germany and 8.2GW in France at the end of 2013. Similarly, there was something like 36GW of solar in Germany and 4.3GW in France at end 2013. In Germany, wind represented 8.1% of the electricity production in 2012 and 8.4% in 2013; solar was at 4.2% (2012) and 4.7% (2013). In France, wind represented 2.8% of the production in 2012 and 2.9% in 2013; solar was at 0.7% and 0.8% respectively.

Despite such low figures, the rebate is already 15% in Germany for wind power. Thus, it is hard to imagine that wind and solar would come to dominate the electricity production in Germany without a long lasting system of subsidies. The more wind power increases its share, the more the price it fetches on the open market is far from the baseload price. In the case where wind power would represent 30% of the production in Germany, it could mean that wind power would only get around 50% of the baseload price. The system of subsidies is also feeding on itself: today, new capacity is built thanks to subsidies, but the more wind capacity there is, the more the subsidies are needed to allow the construction of new wind turbines to proceed. Reaching price parity with other technologies will not be the end of road for wind and solar: they need to become much cheaper than alternatives to survive on their own in an open market. Therefore, I think that the chances that the subsidies will end any time soon are very slim. On the contrary, it looks like these subsidies will become a permanent feature of the electricity market throughout Europe.

That does not mean in itself that such subsidies should not be granted. After all, if we are to phase out the use of fossil fuels in electricity generation, wind and solar are among the few technologies where capacity can be expanded without hitting a hard geographical limit right away. Yet, a fixed feed-in tariff does nothing to lower the price of a technology, on the contrary one may just choose to use this tariff as a given and not try to lower prices. Indeed, wind power tariffs have been steady in France for some years and the amount of new wind capacity connected to the grid each year is decreasing since 2009. The European Commission wants these fixed tariffs to be phased out by 2017, but it is unclear if this will result in price decreases: in France there has been competitive tenders for some technologies and it turned out that, in the end, prices were often higher than the fixed tariffs. This state of affairs was widely denounced in a public report last year.

Another issue is the intermittency of wind and solar means that other means of production have to be used to plug the gap between their production and the demand. For the foreseeable future, this is going to mean relying on dispatchable plants, such as hydro dams, nuclear plants and, of course, fossil fueled plants. These plants generally see their profitability eroded by the operation of wind and solar power as they run less hours and receive a lower price because of the zero marginal cost of wind and solar production. As it is unthinkable that black outs be allowed, it is likely that we will see the implementation of capacity markets throughout Europe. It turns out that the technology that allows the lowest investment for a given guaranteed dispatchable capacity is the open cycle gas turbine, a fossil fueled technology. In other words, it may well be that governments may command subsidies for wind and solar power in the name of fighting climate change, while at the same time the very same governments will enforce rules guaranteeing the cash flows of fossil fueled plants to ensure security of supply.

Finally, it does seem that the foundations of the electricity internal market are rotten: the low carbon means of production — be it nuclear or renewables — have their price essentially determined by their capital expenditures, whereas the majority of the costs for fossil fuel plant are fuel costs. Having costs determined primarily by the cost of fuel is useful when the market of reference is the spot market: it reduces the investment risk you take. If you have to invest huge sums of money in a machine that will last decades, you will want to have a guarantee on your cash flows to avoid losing your shirt in case events do not back your assumptions. That means low carbon means of production like long term contracts which are discouraged under current EU rules. For wind and solar, their intermittency makes them also less appealing for such long term contracts, as they can't guarantee at which time they are producing. That is why I think that subsidies for wind and solar will stay for a very long time, perhaps permanently, in one form or another.

C'est ce que Christophe de Margerie, dirigeant de Total, célèbre firme pétrolière, déclare durant son audition à l'Assemblée Nationale. On peut dire qu'en gros, cette intervention résume l'ensemble de son propos et de ses réponses aux questions que les députés lui ont posées.

Une des principales occupations de de Margerie est de répondre aux accusations de mépris, causées en partie par ses réponses franches et le fait qu'il est en situation de monopole dans les DOM-TOM. L'esclandre qui l'oppose à Jean Lassalle a pour cause profonde la fameuse histoire de l'usine Toyal de la vallée d'Aspe et sa possible «délocalisation», pour cause d'agrandissement, vers le site de Lacq. La morale de cette histoire est simple: les politiques affirment vouloir le développement d'entreprises industrielles mais s'émeuvent bruyamment contre les conséquences.

Les questions des députés des DOMs sont très prévisibles: la nécessité que les carburants qui y soient aux normes européennes met Total en situation de monopole. Qui dit monopole, dit entreprise qui a une capacité à imposer des prix et ressentiment des clients qui voient un produit cher et un service sans sourire. Et bien souvent, la firme en situation de monopole a la même réponse que de Margerie: changez de crêmerie si vous ne voulez plus me voir, avec d'autant plus d'assurance que les capitaux à engager pour racheter les installations construites sont très importants. La question de la SARA est assez similaire: les normes européennes sont en vigueur dans les DOMs, ce qui permet à la raffinerie, créée par un oukase à la fin des années 60, de rester longtemps une situation de monopole, car les voisins au niveau de vie nettement plus bas ne partagent pas les même préoccupations. Les manifestations de 2009 ont amené à une régulation politique des prix, chaque volonté de remettre en cause les règles de fixation des prix mène maintenant à la confrontation. Bref, la décision politique a été prise d'avoir des carburants aux normes européennes mais les conséquences, notamment financières, ne sont pas assumées.

Une autre question qui est posée à Christophe de Margerie est celle de l'optimisation fiscale. Mais il l'explique bien, Total a en fait peu de moyens de la pratiquer très efficacement. L'activité de Total requiert en effet d'obtenir des permis auprès des états dans le sous-sol desquels se trouvent des hydrocarbures. Il est alors obligé de payer des sommes souvent très élevées pour cela: la rentabilité de l'extraction du pétrole et du gaz naturel n'ont échappé à personne. Le prix de vente de la marchandise est aussi parfaitement connu: les hydrocarbures sont vendues sur des marchés mondiaux dont les prix sont publics. Les états sont aussi capables d'obtenir les règles de modification des prix en fonction de la qualité du pétrole. Total est donc mal équipé pour utiliser une astuce courante d'optimisation fiscale qui consiste à facturer les productions en interne au groupe aux prix les plus divers, pour aller faire des bénéfices dans des pays à la fiscalité agréable. Si ce genre d'astuce fonctionne très bien pour un supermarché en ligne ou une société d'édition de logiciels, c'est nettement plus compliqué dans une activité d'extraction minière! En conséquence, Total paierait des impôts en France s'il y possédait des puits en grand nombre. Or, il se trouve que le gisement de Lacq va fermer incessamment et qu'il n'y a aucune opportunité d'expansion dans les gaz ou pétroles de schiste. En quelque sorte, les députés veulent à la fois que les entreprises qui exercent leur activité en France y paient leurs impôts et que les entreprises qui exercent leur activité à l'étranger fassent de même. Ils veulent que Total paie plus d'impôts en France mais lui interdisent toute possibilité réelle d'expansion de son activité.

Au contraire, l'activité de Total en France se contracte: on y consomme de moins en moins de carburants. En conséquence, des raffineries ferment: il n'y a plus que 8 raffineries en service en France et avec 5 d'entre elles, Total n'est peut-être plus si loin du monopole familier aux DOMs. De Margerie remarque aussi que la réduction des émissions de gaz à effet de serre va s'accompagner nécessairement de la continuation de cette tendance et que, depuis de longues années, les politiques prêchent en faveur des économies d'énergie. Tout irait pour le mieux si ces mêmes politiques ne faisaient pas bruyamment savoir qu'ils étaient contre les fermetures de raffineries: le dirigeant de Total cite même le cas d'une militante écologiste lui ayant reproché la fermeture de la raffinerie de Dunkerque. De fait, on demande à Total de moins produire et de moins vendre mais aussi d'employer plus de monde.

Tout ceci serait très drôle si ce n'était pas si répandu dans le discours public. Ainsi, on entend dire qu'on veut moins d'émissions de gaz à effet de serre mais aussi moins de nucléaire, qu'on veut plus de téléphonie mobile et moins d'antennes relais, moins de concurrence et des prix abordables, de l'innovation dans les semences mais pas d'OGMs, de l'innovation en général mais pas de risques ni de personnes dérangées. La liste est pratiquement sans fin des demandes contradictoires qui sont adressées aux citoyens. On pourrait dire qu'il s'agit de rechercher en fait un compromis, mais on ne peut que constater que dans de nombreux domaines, la voie est barrée par des interdictions. En procédant de la sorte, les politiques espèrent contenter le maximum de monde en ne vexant personne; mais on ne peut que constater qu'en fin de compte ils ne font que vexer ceux qui ne comprennent pas qu'on leur demande une chose et son contraire.

Le rapport de la Cour des Compte sur les énergies renouvelables comporte une partie où elle tente d'évaluer les bénéfices des diverses politiques d'aide mises en place. Pour cela, il est pratique de pouvoir donner un prix aux tonnes de CO₂ dont on aura évité l'émission, puisque c'est là un des buts avoués de la politique en faveur des énergies renouvelables. Elle distingue divers modes de valorisation parmi lesquels le marché des droits à polluer, la valeur tutélaire — qui est une sorte de valorisation intrinsèque des bénéfices de moindres émissions — et la valorisation fiscale. Après avoir constaté le faible prix des droits à émettre du CO₂, elle affirme que en raison de l'échec du marché à valoriser le carbone, la seule valorisation qui intègre les dommages environnementaux reste une valorisation théorique publique, appelée valeur tutélaire du carbone. C'est une antienne qui est souvent reprise dans les média tant francophones qu'anglophones et qui me semble attribuer à ce marché une tache qu'il ne pouvait effectuer.

L'essence du marché du carbone est la suivante: les états de l'UE (et quelques autres) émettent des titres qui donnent le droit de rejeter dans l'atmosphère du CO₂, avec 1 tonne de rejet pour 1 titre. Pour des raisons pratiques, seul un certain nombre d'industries sont obligées d'en détenir, les particuliers en sont par exemple dispensés. Le principe est alors de placer une limite supérieure globale aux rejets des grandes industries comme la sidérurgie, la fabrication de ciment et d'électricité. Cette limite supérieure, actuellement d'un peu plus de 2Gt, décroît d'année en année, il est prévu que la quantité de titres créés par les états baisse de 1.7% par an d'ici 2020. De cette façon, les rejets de CO₂ peuvent être progressivement amenés à un niveau ne mettant pas trop en danger l'équilibre climatique de la planète. Ces titres sont prévus pour être échangeables contre de l'argent — y compris auprès des états qui mettent aux enchères une partie des titres émis chaque année — ce qui fait que la répartition des efforts de réduction des rejets n'est pas fixée à l'avance, et devrait commencer par là où c'est le moins cher, les industries où il est plus facile d'éviter de rejeter du CO₂ revendant leurs crédit aux autres ou passant leur tour lors des enchères. Si une entreprise rejette du CO₂ sans avoir acquis de droit à polluer, elle doit payer une amende, ce qui fait que lorsque la limite supérieure des rejets est dépassée, ce système se transforme en taxe carbone. On voit donc que le résultat est de se donner une quantité maximale de pollution émise chaque année.

En fait, les états ne sont pas la seule source de droits à polluer. Le protocole de Kyoto a créé des certificats de réduction des émissions via ce qui est pompeusement désigné sous le nom de mécanisme de développement propre, alias CDM. L'ensemble des certificats émis représente environ 1.4Gt de CO₂, ils peuvent être utilisées dans l'UE au même titre que les droits émis par les états. Ce sont donc 1.05Gt qui se sont retrouvés ces 5 dernières années sur le marché européen. Soit environ 10% du total des titres émis par les états ou l'équivalent des titres créés par la Pologne. La même Pologne qui a tenté d'obtenir le droit de donner des crédits gratuits pour des usines inexistantes. Dans le même ordre d'idées, des manœuvres ont fait que les crédits obtenus par le CDM ne sont valables qu'à condition qu'ils n'aient pas été attribués pour la construction d'une centrale nucléaire ou pour la création d'une forêt, par exemple. Pourquoi ces exceptions, alors que construire certains types de centrales au charbon y donne droit? Eh bien, parce que! … Ou bien plus exactement qu'il faut bien faire un compromis pour faire passer certaines mesures. Dans le cas d'un marché comme les droits à polluer, les compromis sur les quantités de titres sont fondamentaux. Une fois qu'ils sont actés, il est très difficile de revenir dessus … et difficile de blâmer le marché du carbone lui-même pour les décisions qui ont mené là: après tout, la contrainte majeure de ce marché est cette quantité de titres créés!

Un autre exemple de cette dépendance à la quantité de titres est le marché US des droits à émettre du dioxyde de soufre (SO₂), gaz qui entraîne des pluies acides. Ce système est souvent vanté comme ayant très bien marché. Il est crédité d'une baisse des émissions de 43% entre 1990 et 2007. Mais comme le nombre de permis émis chaque année n'a pas varié depuis 2000, car le Congrès n'a pas réussi à trouver un accord, le prix des permis s'est effondré. En fait, il s'avère que ce système pêche par sa rigidité: pour modifier le paramètre principal qui est le nombre de titres émis chaque année, il faut passer par le Congrès. La réglementation est nettement plus facile à modifier et c'est ce qui s'est passé aux USA: la réglementation a été durcie au point où il est impossible d'atteindre le plafond d'émissions. On a aussi assisté à un retrait du charbon au profit du gaz de schiste dans la production d'électricité. Mais personne ne dit que le marché du SO₂ est un échec parce que le prix des permis est trop bas; pour constater si les buts sont atteints, on regarde si le plafond a été respecté et combien cela a coûté. On ne se pose même pas la question de savoir s'il eût été possible de faire mieux, or il s'avère que dans le même temps, l'UE a fait bien mieux. Les émissions de SO₂ y ont été divisées par 3, certains pays comme le Royaume-Uni les ont divisées par 6. La cause en est que l'UE a édicté des réglementation strictes notamment via les directives GIC (LCP en anglais) et IED.

Dans le domaine des émissions de CO₂, on constate que l'UE a aussi adopté toute une série de réglementations qui visent à diminuer les émissions. On peut citer les engagements sur les énergies renouvelables, sur l'efficacité énergétique ou même les directives LCP et IED qui vont faire fermer de vieilles centrales au charbon et au fioul. Des évènements non prévus au départ peuvent aussi permettre de respecter le plafond sans effort. La dépression actuelle en fait partie: de nombreuses aciéries et cimenteries ont fermé, la demande en électricité stagne voir baisse à cause de la faillite de nombreuses entreprises et de la baisse du niveau de vie des habitants. Évidemment, peu souhaitaient que le respect du plafond d'émissions passe par une crise pareille et le scénario prévu était que des investissements permettraient de conjuguer croissance et limitation des émissions de CO₂. C'est simplement ignorer que devenir l'Albanie est une façon de réduire drastiquement les émissions de CO₂. Après tout le marché du CO₂ ne dit pas comment réduire les émissions, mais fixe juste la limite à ne pas dépasser. Le prix des permis ne fait que refléter l'effort qu'il faut faire pour être sûr de ne pas dépasser le plafond ou alors, lorsqu'on est trop près ou delà du plafond, le prix de l'amende.

Comme le prix des permis reflète surtout l'effort à faire pour rester sous le plafond prévu à l'origine, il n'y a aucune raison que ce prix reflète le coût pour la société de la pollution. On peut même dire que les promoteurs d'un tel système espèrent ouvertement que le prix des permis soit nettement inférieur au coût de la pollution. Que les prix du carbone sur le marché soient bas n'est pas en soi-même un échec. S'en plaindre, c'est surtout se plaindre que les évènements n'ont pas été conforme à ce qui avait été prévu. Or sur le marché du carbone, le prix s'ajuste en partie par ces évènements imprévus, qu'ils soient bons ou mauvais. Cela veut aussi dire que les valorisations théoriques et via le marché n'ont pas les mêmes significations. Une valorisation théorique donne une idée des sommes qu'on peut rationnellement payer pour éviter une pollution, en dehors de toute autre considération, notamment de savoir s'il existe une façon plus économique de faire. La valorisation par le marché a pour but de rechercher la façon la plus économique d'atteindre une certaine quantité de pollution. En ce sens, il n'y a pas à se prévaloir d'un éventuel échec du marché pour se référer à une valorisation théorique, d'une part parce que le marché ne couvre pas l'ensemble des des émissions, d'autre part parce qu'il peut finalement devenir rationnel de diminuer la pollution plus qu'il n'était prévu au départ. Inversement, un prix bas sur le marché du carbone signale surtout que les objectifs fixés au départ vont être atteints sans beaucoup d'efforts, mais sans rien dire sur la situation générale de l'UE.

Finalement, on peut dire qu'on affuble la situation actuelle du marché du CO₂ du nom d'échec pour de mauvaises raisons. Ce qui est regretté, c'est que les choses ne sont pas passées comme prévu: c'est la crise qui a fait s'effondrer les émissions dans le secteur industriel, pas une quelconque innovation. C'est oublier que le marché ne fait que fixer un maximum d'émission — qui peut être dépassé en payant une amende, d'ailleurs — et que d'autres politiques que le seul marché du CO₂ sont en place pour essayer de faire baisser les émissions, comme par exemple les subventions aux énergies renouvelables. Il est inévitable que ces subventions exercent une pression à la baisse sur les prix des permis … en engageant parfois des dépenses astronomiques. On ne peut pas non plus confondre le coût théorique de la pollution et le prix des permis, puisqu'en fait l'espoir est que la pollution sera réduite en dépensant moins que ce que la pollution coûte à la société. Au fond, le marché du CO₂ n'est que la voiture balais des politiques européennes sur le sujet, c'est une tentative de fixer un plafond annuel d'émissions. Se plaindre de son échec du fait du bas prix des permis, c'est un peu se plaindre que la voiture balais soit vide à l'arrivée d'une étape du Tour de France. L'étape était peut-être trop facile, peut-être le peloton n'est-il composé que de dopés, mais rien de tout cela n'est la faute de la voiture balais.

Le rapport de la Cour des Comptes sur les énergies renouvelables contient un chiffre qui a vocation a être abondamment repris à propos des coûts de l'éolien en France. Le coût minimal mentionné par la Cour est de 60€/MWh. Évidemment, il s'agit d'un minimum, dans le calcul duquel les hypothèses prennent une grande part. On peut donc s'attendre à ce que ce chiffre soit abondamment repris, sans la mention des hypothèses.

La Cour écrit dans son rapport la chose suivante:

La Cour a pu examiner des calculs de rentabilité de parcs éoliens terrestres français réalisés par un exploitant dont les éoliennes bénéficient d'implantations géographiques favorables. L'ordre de grandeur des coûts de production calculés par le Cour se situe entre 60€/MWh avec un taux d'actualisation réel de 5% et 68€/MWh pour un taux d'actualisation réel de 7%.

Comme j'ai réalisé en début d'année quelques calculs pour me rendre compte des coûts d'investissements qu'impliquaient les tarifs de rachat des énergies renouvelables, cette donnée a attiré mon attention et m'a permis d'essayer de reproduire les conditions pour arriver à de tels coûts. Il faut rappeler avant toute chose que les calculs effectués par la Cour des Comptes sont des calculs de valeur actuelle nette. Les principaux paramètres qui ont un impact sur le calcul sont les suivants:

1. Le coût d'exploitation: pour une éolienne, il s'agit de payer l'entretien de la machine, le comptable, les impôts et tout ce qui peut être nécessaire au fonctionnement d'une entreprise.
2. Le montant investi dans la machine: on construit généralement un équipement de ce genre pour gagner de l'argent et bien sûr plus on paie cher la machine, plus il faut vendre cher pour rentrer dans ses frais
3. Le taux d'actualisation qui représente la rémunération du capital investi. Une nouvelle fois, il ne s'agit pas d'une entreprise philanthropique, les investisseurs s'attendent à gagner de l'argent. Il en existe 2 types: les créanciers obligataires et les actionnaires. Les actionnaires ne se voient promettre par contrat aucune rémunération, ils prennent le plus de risques et exigent donc une rémunération supérieure aux créanciers obligataires (comprendre: les banques) qui se voient, eux, promettre un certain rendement à l'avance.
4. La durée d'amortissement. Plus on amortit sur une longue durée, moins les coûts sont élevés. Toutefois à partir d'une certaine durée — qui dépend du taux d'actualisation — on ne gagne presque plus rien à allonger la durée d'amortissement. Cette durée est aussi liée à la durée de vie de la machine.
5. La quantité de courant produite. Dans le cas qui nous occupe, la Cour précise que les éoliennes bénéficient d'implantations géographiques favorables, dont on peut retirer que la production de ces éoliennes est notablement supérieure à la moyenne française.

On voit qu'il faut faire quelques hypothèses pour pouvoir commencer à faire un calcul, car tout n'est pas dit dans le rapport de la Cour des Comptes. J'ai donc fait l'hypothèse que les coûts d'exploitation étaient de 15€/MWh, que la durée de vie était de 20 ans. J'ai aussi pris un facteur de charge — le ratio de la production réelle à la production maximale théorique si l'éolienne tournait toujours à fond — de 27%, supérieur aux 23% pris habituellement par RTE comme la moyenne française. Pour obtenir un coût de 60€/MWh pour une actualisation à 5% et 68€/MWh pour une actualisation à 7%, j'arrive à un coût d'installation de 1330€/kW, qui correspond grosso modo à ce qu'on peut attendre d'une éolienne. Si on prend ce même coût d'installation mais qu'on estime que le facteur de charge descend à 23% — la moyenne française, donc — et qu'on prend un taux d'actualisation de 8% — conforme à ce qui a été pris dans le rapport sur le nucléaire —, on trouve un coût de 82€/MWh, le tarif de rachat actuellement en vigueur. Inversement, si on applique un taux d'actualisation de 5% à l'EPR de Flamanville, on trouve que le coût du courant est d'environ 68€/MWh, en prenant en compte les coûts annoncés en décembre dernier par EDF. On peut retrouver ces calculs dans une feuille Google docs.

Qu'en conclure? Tout d'abord, bien sûr, que les hypothèses prises pour faire ces calculs sont d'une importance primordiale. Un taux d'actualisation bas va forcément diminuer drastiquement les coûts, d'autant plus que la durée de vie de l'équipement est longue. C'est pourquoi les coûts de l'EPR de Flamanville ont tendance à plus baisser que ceux des éoliennes … Comme rappelé plus haut, la production d'énergie n'est pas une entreprise philanthropique, ce qui signifie que les investisseurs doivent espérer une certaine rémunération avant de se lancer. EDF peut emprunter à un taux nominal de 4%/an, sans doute le taux minimal que peut espérer une entreprise du secteur. EDF a aussi à peu près autant de capitaux propres — qui reviennent aux actionnaires — que de dettes. Dans ce contexte, un rendement réel de 5% revient à une rémunération du capital de 10%/an, ce qui est considéré comme faible … Pour mémoire, la Cour des Comptes a calculé le coût du programme nucléaire sur la base d'un taux réel de près de 8% soit un rendement du capital de presque 16% pour EDF.

Par ailleurs, la quantité de courant produite joue aussi un rôle primordial. Pour calculer des coûts représentatifs, il vaut mieux se baser sur la production moyenne des installations. Ceux qui ont une implantation géographique favorable auront une production plus élevée, sans pour autant avoir des coûts augmentés d'autant, ils seront donc plus rentables. Même si on compte s'installer d'abord sur ces sites, l'installation d'un grand nombre d’éoliennes obligera à s'installer aussi sur des sites moins favorables.

Enfin, le rapport de la Cour signale que les promoteurs d'éoliennes rencontrent des difficultés à obtenir des permis de construire. Presque 40% sont retoqués à bon droit par l'administration, un tiers des permis délivrés sont ensuite contestés par des particuliers. Cela signale une grande difficulté pour les promoteurs à pouvoir véritablement s'installer sur ces fameux sites favorables. De plus, plus il y aura d'éoliennes, plus on peut craindre que le nombre de recours par des particuliers augmente. Ce genre de difficultés n'est pas forcément pris en compte dans les coûts chiffrés, il n'en est pas moins qu'il renchérit sans doute significativement les coûts réels. Pour preuve, depuis quelques années, le rythme d'installation des éoliennes a baissé, ce qui pointe soit vers des difficultés de financement, soit vers difficultés pour trouver des sites où on peut effectivement construire. A contrario, cela montre que le tarif de rachat de 82€/MWh pour les nouvelles installations n'est pas éloigné de la réalité des coûts comme le suggère une lecture hâtive du rapport de la Cour des Comptes.