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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.

Une commission d'enquête a été organisée sur les coûts du nucléaire, avec pour rapporteur Denis Baupin, bien connu pour son opposition à cette technologie. Une commission au thème extraordinairement similaire avait été organisée au Sénat, il y a deux ans. Le résultat relevait de la la pure idéologie écologiste, s'appuyant sur des tactiques d'enfumage et n'hésitant pas à pousser le scénario où il y avait le plus d'énergies fossiles. Vue l'identité du rapporteur, on pouvait craindre une redite et on n'a pas été déçu.

Quelques mots d'abord sur le style: le rapport semble constitué principalement de citations extraites des auditions de la commission, entrecoupés par le texte du rapporteur. Il compte relativement peu de tableaux et de données comparé au rapport de la commission sénatoriale d'il y a 2 ans. On en est donc réduit à devoir faire confiance — ou pas — aux choix de Denis Baupin pour ses citations et le sens qu'il veut bien leur donner. En effet, dans la masse de propos tenus, il est certainement possible de choisir les citations pour écrire soit un rapport chantant les louanges du nucléaire, soit un rapport vouant cette technique aux gémonies. Pour savoir quelle option a été choisie, on peut se référer au passage sur le scénario énergétique qui a la préférence de Denis Baupin et regarder si l'objectivité est au rendez-vous.

Avant d'aborder le scénario qui a sa préférence, Denis Baupin a expédié le scénario prôné par EDF, certes peu crédible mais qui a le mérite pour ses dirigeants de ne pas aller frontalement à l'encontre de l'opinion proclamée de la tutelle politique. Pour le dire autrement, Denis Baupin écrit que ce scénario n'est pas probable. Et c'est donc tout naturellement qu'il titre:

B. APPROCHE 2 : UNE BAISSE DE LA DEMANDE ÉNERGÉTIQUE EST POSSIBLE, CE QUI REND INUTILE LA PROLONGATION DE L’ENSEMBLE DU PARC NUCLÉAIRE

Comme on va le voir, ce scénario n'est pas plus probable à l'heure actuelle que celui d'EDF. Autrement dit, n'ont droit à des développements que des scénarios possibles mais aucun de ceux qui apparaissent comme les plus probables. Après avoir cité un intervenant se prévalant de pouvoir déterminer le service attendu et les besoins ainsi que les consommations superfétatoires ou le gaspillage, comme au bon vieux temps du Gosplan, et un autre intervenant déplorant le faible nombre de rapports sur les économies d'énergie comparé aux rapports sur le nucléaire — tout en cherchant à démontrer sur son site l'inutilité des réacteurs nucléaires, on passe aux choses sérieuses et on aborde le fameux exemple allemand.

L’exemple allemand montre qu’une forte diminution de la consommation est possible si l’on met en place les instruments adéquats. Une étude comparative des systèmes énergétiques français et allemand publiée en 2011 par l’IDDRI et l’association Global Chance a montré que la consommation d’électricité « spécifique » – incluant les appareils électriques et l’éclairage, mais excluant le chauffage et le chauffe-eau – par habitant était au même niveau dans les deux pays en 1998. À cette date est instaurée une taxe écologique sur l’électricité dont les recettes sont affectées à l’abaissement des charges sociales sur le travail. L’Allemagne a ensuite connu une augmentation régulière des tarifs de l’électricité, liée à plusieurs effets, aboutissant à un prix du kilowattheure de 27 centimes. « À partir de 2000, l’Allemagne commence à stabiliser sa consommation d’électricité spécifique par habitant dans le logement, tandis que la courbe de la consommation française continue d’évoluer de façon quasi linéaire. En 2010, la différence de la consommation par habitant est de 15 % et de 27 % par ménage … Fixer un objectif raisonnable d’économie de l’ordre de 15 % n’a donc rien de scandaleux » (Bernard Laponche).

Pour voir si tout ceci est à la hauteur des enjeux, regardons l'étude en question (p69-70) où on trouve le graphe suivant:

Comme le signalent les auteurs eux-mêmes, ces chiffres n'ont pas le même degré de fiabilité que les autres indicateurs utilisés dans cet article. D’autre part, on constate en Allemagne des variations parfois importantes d’une année sur l’autre alors que la consommation d’électricité spécifique est peu soumise à des variations climatiques. Il est difficile d’expliquer les renversements de tendance observés dans le cas de l’Allemagne et il faut prendre les statistiques concernant les consommations d’électricité spécifique avec prudence.

Regardons toutefois l'impact d'une diminution de 15% de la consommation d'électricité spécifique française telle qu'elle nous est présentée. En France, il y environ 65M d'habitants, une consommation de 1200kWh par an et par habitant représente donc une consommation totale annuelle de 78TWh. En 2008, selon Eurostat, la consommation totale d'électricité en France a été d'un peu moins de 433TWh. La consommation d'électricité spécifique par les ménages représente donc un peu moins de 20% de la consommation totale d'électricité. Une réduction de 15% de cette consommation représenterait donc une baisse de 3% de la consommation totale d'électricité. Même si c'était jusqu'alors un des postes de consommation les plus dynamiques en France, cela semble très insuffisant pour obtenir une forte baisse de la consommation d'électricité.

On peut aussi se demander si les données sur lesquelles se fonde Global Chance reflètent bien la réalité. Sur le site de l'association AG Energibilanzen, on peut trouver un document détaillant les consommations énergétiques des ménages. On y trouve ce tableau (p20) qui résume l'ensemble, où la consommation d'électricité spécifique est donnée par la somme des 5 dernières colonnes. On voit que la consommation d'électricité spécifique est de 389.2 PJ annuels; avec une population allemande d'environ 82M d'habitants, cela donne environ 1300kWh par an et par habitant. On peut constater que c'est tout à fait comparable à la consommation française. Ce n'est pas très étonnant: dans ce domaine la consommation est déterminée par les standards appliqués aux appareils électriques, comme le montre l'exemple des États-Unis. Or, ces standards sont déterminés au niveau européen et sont de ce fait les mêmes pour la France et l'Allemagne.

Cette conclusion est d'ailleurs assez logique: en Allemagne, la quasi absence du chauffage électrique fait que l'essentiel de l'électricité consommée par les ménages est de l'électricité spécifique. Les données de l'AGEB montrent que la consommation des ménages par personne en 2011 était d'environ 1670kWh (ce qui est cohérent avec les données d'Eurostat). Autrement dit, les ordres de grandeur ne collent pas avec le graphe de Global Chance.

Denis Baupin enchaîne:

À l’arrivée, le ménage allemand paie son kWh électrique plus cher que le ménage français, mais en consomme moins, ce qui conduit à des factures du même niveau de part et d’autre du Rhin. À l’occasion du débat sur la transition énergétique (DNTE) le rapport adopté par le groupe de travail « compétitivité » avait d’ailleurs montré que la part des revenus consacrés par les ménages français et allemands à leur éclairage et à leur chauffage était exactement la même : 4,8 %.

La première affirmation est totalement fausse. Tellement que, devant la commission sénatoriale, Global Chance avait reconnu que les Allemands payaient plus par habitant que les Français. Certes, les ménages français comptent en moyenne plus de membres, mais cela ne suffit pas à combler la différence. On peut même se référer aux organismes statistiques habituels pour récupérer les données et obtenir le graphe suivant: On constate que l'état des choses s'est inversé entre le début des années 2000 et aujourd'hui. À cause de la forte hausse des prix de l'électricité en Allemagne, les ménages allemands ont vu leur facture pratiquement doubler. Cela a fait plus qu'effacer la différence de dépense qui existait jusque là à leur avantage du fait de la plus forte consommation française. En 2012, année froide et donc de forte consommation d'électricité par les ménages, un ménage français a consommé en moyenne presque 5600kWh alors qu'un ménage allemand n'a consommé que 3370kWh. Un tel développement montre surtout que l'électricité est un bien dont l'élasticité prix à court et moyen terme est très faible: même une forte hausse du prix ne suscite qu'une faible baisse de la consommation. Dans ces conditions, la hausse du prix se traduit directement par une hausse presque équivalente de la dépense.

Quant à la deuxième affirmation, elle n'a que peu à voir avec l'électricité. D'une part, en Allemagne, l'électricité est très peu utilisée pour le chauffage et comme on peut le constater sur la décomposition des consommations d'énergie, ce sont le gaz et le pétrole qui représentent l'essentiel des quantités consommées pour l'éclairage et le chauffage. De même, en France, l'inclusion du chauffage donne une place importante à d'autres vecteurs d'énergie que l'électricité. Une telle donnée relève donc de l'enfumage.

Après quelques considérations sur les travaux qui permettent de faire des économies d'énergie mais sans aucune considération pour les coûts de ces travaux qui les rendent non rentables aux prix actuels de l'énergie, Denis Baupin passe à l'accusé habituel des écologistes: le chauffage électrique.

3. Limiter l’utilisation de l’électricité à ses usages « nobles » ?

Les progrès de l’efficacité énergétique permettent de diminuer la consommation électrique et ouvrent ainsi une voie vers la réduction de la dimension du parc nucléaire français. Ils permettent également de corriger les défauts du système électrique français actuel, marqué par gaspillages significatifs.

D’une part, le rendement thermique des centrales nucléaire, d’environ un tiers, est très bas en comparaison des autres moyens de production. « Dans la production nucléaire actuelle, le volume d’énergie lié au rendement des centrales, sous forme de chaleur, est perdu. Il représente 830 milliards de kilowattheures, soit plus que le chauffage de tous les logements et les bâtiments tertiaires de France » (Thierry Salomon).

Cet argument est habituel chez les écologistes. Il consiste à constater que la transformation de la chaleur en travail a forcément une efficacité inférieure à 100%, sévèrement limitée par le second principe de la thermodynamique. Cependant, ceci n'a pas forcément d'importance pour les consommateurs: cette efficacité n'est qu'un des composants du coût de l'électricité et ne dit rien de la pollution engendrée. Faisons une expérience de pensée: une source d'énergie permet de produire de l’électricité très peu chère et très peu polluante mais via un procédé qui n'utilise qu'une faible part de l'énergie disponible. Faut-il s'en priver pour cette dernière raison? La réponse est clairement non.

L'électricité nucléaire a pour caractéristique d'être peu sensible au prix de l'uranium et donc à l'efficacité de conversion de la chaleur en électricité, contrairement à ses concurrents le gaz et, dans une mesure un peu moindre, le charbon. Ceux-ci sont aussi tenus par des normes anti-pollution qui rendent attractives une moindre consommation de combustible. C'est ainsi que ses sont développées les centrales à gaz à cycle combiné — qui atteignent 60% d'efficacité — et les centrales super-critiques au charbon — qui dépassent les 40%. Ces efforts sont cependant insuffisants lorsqu'on considère les problèmes climatique et d'effet de serre, par exemple.

On peut aussi constater que d'autres procédés sont comptés comme ayant une efficacité de 100%, mais uniquement parce qu'ils utilisent une source qui n'est pas directement payante. Ainsi, l'énergie éolienne a une limite physique de 60% pour la récupération du flux d'air, dont la technique permet de récupérer les trois quarts pour une efficacité de l'ordre de 45%. Les cellules photovoltaïques commercialisées ont un rendement de conversion compris entre 5% et 20%. Cela n'en fait pas pour autant un mauvais mode de production d'électricité.

D’autre part, l’utilisation massive des chauffages électriques explique que la pointe électrique française soit sans commune mesure avec celle des autres pays européens, la Norvège exceptée. « Notre scénario prévoit, par ailleurs, un glissement vers beaucoup moins de chauffage à effet Joule, qui est le problème du réseau actuel. RTE, qui vient de refaire ses calculs, a évalué la sensibilité électrotechnique à 2 400 MW par degré : autrement dit, à chaque fois qu’en hiver la température baisse d’un degré en France, il nous faut mettre en marche deux réacteurs et demi de 900 MW. Vous savez que cette sensibilité électrotechnique est une malheureuse caractéristique française : nous avons la moitié de la sensibilité électrotechnique de l’Europe. Si on baisse cette valeur-là par une politique d’efficacité énergétique, de transfert vers des usages beaucoup nobles de l’électricité et vers d’autres énergies, on retrouvera une marge de manœuvre. Dans notre scénario, nous redescendons cette consommation maximale sur l’ensemble du réseau aux alentours de 60/70 GW, donc bien en dessous des records que vous connaissez, qui sont à 110 GW » (Thierry Salomon).

Les caractéristiques françaises du mix électrique ne sont donc pas si favorables qu’annoncées, dans la mesure où l’importance de la pointe électrique requiert la mise en marche de moyens de production thermiques fortement émetteurs de gaz à effet de serre.

Mezzo voce, Denis Baupin tente d'accréditer l'idée que le chauffage électrique est plus polluant que les autres options. Comme je l'avais remarqué, il n'en est rien, au contraire, le chauffage électrique provoque relativement peu d'émission de CO₂. J'avais estimé qu'il était responsable de 15% des émissions de CO₂ dus au chauffage des logements, alors que la part de marché du chauffage électrique est autour de 33%. Denis Baupin fait ici usage d'une technique bien connue qui consiste à insister sur des évènements relativement rares — les pointes de demande — pour ignorer la situation moyenne. Cette situation moyenne est forcément bonne, puisque les émissions globales du système électrique français sont parmi les plus basses au monde rapportées à la production.

On peut certes souhaiter que les pompes à chaleur se développent: elles permettent déjà que le chauffage électrique soit pratiquement imbattable en termes d'émissions rapporté au service rendu. Cependant, cela ne dit rien quant à la proportion d'énergie nucléaire souhaitable. Après tout, les écologistes disent que c'est le chauffage électrique qui force à conserver nombre de centrales à combustible fossile. Son déclin devrait donc plutôt entraîner la diminution de la part des énergies fossiles que celle du nucléaire.

La mise au point de business models pour l’efficacité énergétique, en s’inspirant par exemple des dispositifs existant chez nos voisins, constitue néanmoins aujourd’hui une priorité pour la réalisation d’objectifs volontaristes. La réflexion devra aboutir rapidement afin d’accélérer la maîtrise de la consommation énergétique et notamment un rythme de rénovations thermiques encore loin d’être suffisant. À défaut, il pourrait être tentant de présenter la prolongation de tout le parc nucléaire comme une option qui s’imposerait. Ce serait toutefois une solution de facilité qui priverait la France d’une véritable transition énergétique. Le jeu en vaut pourtant la chandelle tant les scénarios produisent des effets très positifs sur l’emploi.

Malheureusement pour Denis Baupin, il y a peu de rénovations par rapport à ses espérances parce que les prix de l'énergie ne sont pas assez élevés. Pour en avoir plus, il faudrait augmenter fortement le prix de l'énergie en France — et pas seulement de l'électricité! — ce qui fait qu'au total, les Français dépenseraient plus. Non seulement, ils paieraient plus cher pour leur électricité — et le reste — comme le montre l'exemple allemand, mais ils devraient aussi payer ces fameuses rénovations.

On ne peut aussi que se demander ce que Denis Baupin compte faire des 33% de logements chauffés à l'électricité. Ces logements n'ont souvent aucune arrivée de gaz, l'électricité est donc la seule façon de les chauffer, à moins d'engager des dépenses pharaoniques. De plus, comme on l'a vu, ils provoquent relativement peu de pollution, notamment d'émissions de CO₂. Proposer un état final qui lui paraît favorable est une chose, encore faudrait-il proposer une façon réaliste d'aller de la situation actuelle à cet état final. C'est pourquoi il n'est pas sérieux de présenter comme probables des scénarios où le chauffage électrique n'existerait plus; au contraire, la consommation d'électricité par habitant en France restera durablement plus élevée qu'ailleurs.

Bref, Denis Baupin fait reposer son plaidoyer pour le scénario qui a sa préférence sur des faux-semblants voire des mensonges, ignore totalement la situation actuelle et les difficultés pour parvenir à la situation qui a sa préférence. Le reste de son rapport est peut-être excellent, mais sa justification du scénario qui a sa préférence laisse plutôt penser que c'est une redite de la commission d'enquête sénatoriale d'il y a 2 ans, en pire!

Vendredi dernier, François Hollande a annoncé son objectif de voir la consommation finale d'énergie — celle payée par le consommateur final — divisée par 2 d'ici 2050. Je suis fort sceptique que cet objectif puisse être réalisé et certain qu'il est néfaste, ce qui ne doit pas surprendre mes lecteurs réguliers.

Pour bien comprendre à quel point cet objectif est irréaliste, il faut se rappeler que, dans le scénario central du gouvernement allemand, il n'est prévu qu'une baisse de 40% (tableau 1 p7). À ceci, il faut ajouter que la population est attendue en baisse d'un peu plus de 10% (tableau 2-2, p80); en conséquence, la baisse de consommation d'énergie finale par habitant est d'environ 1/3. En France, il est communément admis que la population augmentera d'environ 10% d'ici 2050, l'objectif présidentiel se traduit par une baisse de 55% de la consommation par habitant. L'Allemagne a décidé de s'embarquer vers un modèle où l'essentiel de son énergie proviendrait de sources renouvelables et a exclu de recourir au nucléaire, ce qui limite les quantités disponibles — quoique 15% d'importations d'électricité soient par exemple prévues. Cette simple comparaison devrait amener à avoir des doutes sérieux sur l'éventuelle réflexion qui a précédé cette annonce, ou alors sur les scénarios allemands.

Les sources ne sont pas bien difficiles à trouver, le fameux débat, dont on a dit pis que pendre ici-même, fournit tout de même quelques documents dont un résumant les scénarios considérés. On y voit p8 la liste des scénarios qui correspondraient plus ou moins à l'objectif présidentiel, leurs supporters rassemblent essentiellement des associations écologistes, l'ADEME, ainsi que le gestionnaire du réseau de gaz — point qui peut étonner quand on sait qu'il doit être question de réduire les émissions de gaz à effet de serre. Le groupe de scénarios "Sobriété" est représenté entre autres par le scénario négaWatt où il s'agit d'abord d'être contre le nucléaire et de tout faire pour l'éviter. (On peut lire ma critique de scénario,celle de Sauvons le Climat, ainsi qu'une critique de la partie «biomasse»). Le groupe de scénarios "Efficacité" compte notamment l'ADEME (critique personnelle & celle de Sauvons le Climat, publiées avant que les documents complets ne soient rendus publics). Ces scénarios ont pour caractéristiques communes une contrainte importante placées sur les citoyens: impossible de se déplacer comme on le souhaite, le secteur des transport est soumis à des limitations draconiennes pour quelqu'un vivant en 2013. Des hypothèses bizarres sont faites, ainsi point de développement des deux-roues à moteur pour l'ADEME d'ici à 2030, alors qu'avec la forte hausse du prix du pétrole, ils s'étaient quelque peu développés. Il n'y a pas d'étalement urbain, la surface habitable par habitant est constante — elle a augmentée d'un tiers entre 1984 et 2006 (p129) —, ce qui implique un zonage très strict et des problèmes pour les jeunes générations, les vieux ayant tendance à rester dans leurs grands logements une fois les enfants partis. Bref, les prix élevés de l'immobilier sont garantis dans ce type de scénario. On mange aussi suivant les préconisations de la FAO, c'est à dire nettement moins de viande et plus de petits pois. Dans le même esprit, le système électrique est équilibré de façon quasi-magique en utilisant de fortes doses de sources fatales intermittentes. Il semble ainsi que la manip' qui permet au système électrique d'être équilibré dans le scénario de l'ADEME, c'est qu'un filtre passe-bas limite les fluctuations de l'éolien en mer (p206 du document technique de l'ADEME). On peut dire que c'est un cocktail détonnant d'ingénierie sociale et d'hypothèses audacieuses sur les sources mobilisables, dont rien ne dit que les citoyens et les entreprises les acceptent et les mettent en œuvre.

Pour donner une idée de la contrainte à placer sur la consommation d'énergie, on peut se tourner à nouveau vers l'Allemagne. Comme on le sait, les prix de l'électricité pour les petits consommateurs ont fortement augmenté sous l'effet de l'introduction de la Stromsteuer et de l'explosion de la taxe «renouvelables». Ils sont passés de 14 cents/kWh en 2000 à 26 cents/kWh en 2012 (source: BDEW, p41), soit presque une multiplication par 2. Dans le même temps, la consommation d'électricité par les ménages et le secteur tertiaire, impactés de plein fouet par la hausse des prix, a augmenté de 7% (Source: AG Energiebilanzen p30). En France, les prix sont passés de 12 à 14 cents/kWh et la consommation a augmenté de 25% pour un périmètre comparable. On voit que la consommation d'électricité ne répond que faiblement aux hausses de prix, par ailleurs tous les nouveaux objets ou presque en utilisent. Or, la production d'électricité est fortement contrainte dans les scénarios préférés du Président Hollande. Un rationnement n'est donc pas à exclure.

On pourrait penser que, comme ces déclarations portent sur un terme éloigné où François Hollande aura 96 ans, ces déclarations n'engagent à rien. Malheureusement, elles ont probablement une importance certaine, au contraire. Estimer que la consommation finale va baisser de 50% d'ici 2050 a des conséquences sur les investissements à faire aujourd'hui: pas besoin de capacité électrique pilotable supplémentaire, par exemple. Or, il s'avère que si la croissance repartait, il est fort possible selon RTE qu'on ne puisse éviter un black-out lors des hivers 2016 et 2017. Il faut aussi prendre en compte le fait que construire des centrales électriques, des lignes haute tension, des réseaux de chaleur, tout cela prend du temps et de plus en plus, à cause des consultations qui ne cessent de s'allonger pour les projets d'infrastructure. Si le gouvernement, forcément impliqué dans ces décisions, sous-estime gravement la demande, une pénurie est inévitable car le temps manquera pour construire les infrastructures nécessaires. En fait, estimer que ces déclarations n'ont aucune importance, c'est penser que les transitions énergétiques sont rapides et qu'on peut facilement changer de direction à tout moment. Rien n'est plus faux: historiquement, les nouvelles sources d'énergies ne se sont imposées que lentement, sur plusieurs décennies. Des pays de taille raisonnable comme la France peuvent aller plus vite, mais cette prégnance du long terme reste: dans le secteur électrique, la construction du parc nucléaire qui domine la production d'électricité a été décidée il y a maintenant 40 ans, sa réalisation a pris 20 ans pour l'essentiel. Il en va de même pour le chauffage: de nombreuses maisons restent chauffées au fioul alors que ce dernier n'est plus compétitif au vu des cours actuels, les chaudières gaz à veilleuse sont restées longtemps sur le marché — et sont sans doute toujours en usage — alors que celles à allumage électronique sont plus économiques au total. Il est donc sans doute de bon ton de prévoir une marge sur la consommation d'énergie: il est tout de même nettement plus simple de s'abstenir de construire quelque chose dont on n'a finalement pas besoin que de s'agiter en toute hâte parce qu'une pénurie s'est révélée.

De même, se reposer sur des technologies n'ayant aucune application actuellement, même sous la forme de prototypes est dangereux. Ces installations sont très populaires car parées de toutes les vertus, elles bénéficient en quelque sorte de la prime au rêve: ces installations ont pour principal avantage que personne ne les a vues en vrai ni n'a payé pour. On trouve dans ce genre d'infrastructure le stockage de l'électricité ou, dans un autre registre, les réacteurs au thorium. Il apparaît ainsi que le stockage le plus facile de l'électricité peut se faire via la production de chaleur, aussi connue sous le nom de chauffage électrique. Il semble que malheureusement, l'intersection de l'ensemble des supporters des énergies intermittentes et des supporters du chauffage électrique est vide. Même pour les installations qui n'existent qu'à l'état de prototypes ou connaissant un fort développement, rien n'assure qu'on pourra les déployer à plus grande échelle. Des limites fortes existent aussi pour les énergies renouvelables. Par exemple, 40% du maïs américain et 14% du soja servent à produire de l'éthanol pour une proportion dans l'essence aux USA de 10% seulement. En Allemagne, les cultures destinées à l'énergie représentent déjà 17% de la surface agricole utile. De l'autre côté, le 21e siècle a surtout vu le retour du charbon comme source importante d'énergie, y compris en Europe. Cela veut dire qu'il vaut mieux partir pour diminuer les émissions de CO₂ avec des technologies qui ont déjà fait en grande partie leurs preuves (nucléaire, réduction de la consommation des moteur automobiles…) et qui ont encore une grande marge de progression, quitte à intégrer les nouveautés par la suite, plutôt que de faire le pari de l'apparition d'une technologie miracle.

Au fond, il me semble que cette déclaration confirme que les mauvais traits de la politique énergétique de François Hollande que je craignais dès l'hiver 2011. Il fait des déclarations, en partie pour faire plaisir à ses alliés écologistes, en partie parce qu'il a été convaincu, mais leur réalisation concrète est hautement improbable: l'effort à réaliser est inouï. Un effort comparable à celui de l'Allemagne correspondrait, compte tenu des évolutions démographique, à une baisse limitée à 20% de la consommation d'énergie finale, ce qui correspond aux scénarios écartés. Appliquée telle qu'annoncée, la politique ne laisse aucune marge de manœuvre, sauf à prévoir de rater la cible en termes d'émission de CO₂. Il se trouve qu'on ne peut pas non plus écarter ces déclarations d'un revers de main, car l'approvisionnement en énergie de la France de 2050 se décide en partie aujourd'hui.

Après avoir regardé la situation présente du chauffage électrique en France, qui n'a rien d'une horreur écologique, au contraire, je vais me tourner vers la question de l'avenir. En effet, si la situation présente est bonne, c'est largement dû aux politiques menées par le passé, parfois très lointain comme quand il s'est agi de construire des barrages. La question de savoir si ajouter encore du chauffage électrique est la chose à faire, notamment en ce qui concerne les émissions de CO₂.

Quid du futur?

Si pour l'eau chaude sanitaire, il reste sans doute de la place la nuit pour que le bilan carbone soit largement positif, pour le chauffage électrique la situation est différente puisque tout le potentiel nucléaire et hydraulique installés sont utilisés en hiver. On a pu aussi constater que la construction de centrales nucléaires n'est plus tout à fait une spécialité locale. Pour arriver à faire un bilan des émissions probables en cas de hausse de consommation via le chauffage électrique, il faut faire quelques hypothèses sur les moyens de production qui vont servir pour la couvrir.

Une autre étude de l'ADEME s'est essayée à cet exercice, pour conclure à un contenu marginal en CO₂ de 500 à 600g/kWh. Cependant, cette étude faisait l'hypothèse que l'électricité circule sans contrainte sur tout le réseau européen, hypothèse qui est grossièrement fausse. Si c'était vraiment le cas, EDF aurait tout intérêt à augmenter la disponibilité de son parc nucléaire de façon importante en été. EDF n'aurait aussi aucune raison d'arrêter ses centrales nucléaires pendant les vacances de Noël lorsque le vent souffle. C'est pourtant ce qu'on a constaté pas plus tard que pour les congés de fin 2012. Comme la construction de lignes THT prend énormément de temps et fait partie des projets d'infrastructures les plus impopulaires, il est en fait plus réaliste de faire l'hypothèse que toute consommation supplémentaire sera couverte par de nouveaux moyens construits en France.

Il semble que la situation sur d'éventuels moyens de production supplémentaires soit la suivante:

• L'éolien et le photovoltaïque sont subventionnés et la puissance installée augmente de ce fait. Pour d'évidentes raisons, le photovoltaïque ne sert à rien pour le chauffage.
• Pas de centrale nucléaire nouvelle à l'horizon. Le charbon et le fioul semblent, en France, se diriger vers la sortie suite à des directives européennes.
• Le gaz est le moyen de production fossile de choix, appelé pour couvrir ce qu'on ne veut pas ou ne peut pas couvrir avec le reste.

Pour les besoins de cette estimation, je fais l'hypothèse que le surcroît de production serait couvert par entre un tiers et un quart d'éolien et le reste de gaz. L'éolien ne peut pas tout couvrir du fait de son intermittence. Cela conduit à des émissions pour tout kWh de chauffage supplémentaire comprises entre 240g et 270g: le gaz est compté comme émettant 360g/kWh. Pour être équivalent à un chauffage au gaz en termes d'émissions de CO₂, il faudrait alors que la consommation finale d'électricité pour le chauffage soit limitée entre 75 et 80% de celle d'un logement au gaz. Comme en France, il existe un rapport moyen de 2.58 entre l'énergie primaire et finale pour l'électricité, cela correspond à une limite en énergie primaire quasiment 2 fois plus élevée pour l'électricité.

C'était en gros la logique qui prévalait avant le changement de réglementation thermique de 2012. Par exemple, la réglementation de 2005 prévoyait les limites suivantes: Il s'avère que la RT2005 s'est révélée très favorable au chauffage électrique puisqu'entre 2006 et 2008 plus de 70% des logements construits étaient dotés d'un chauffage électrique (cf Bilan prévisionnel 2012 de RTE, p9). La situation s'est depuis inversée avec la RT2012 qui prévoit une limite uniforme en énergie primaire quelque soit le type d'énergie mais variable selon les zones géographiques.

L'expérience de la période 2006-2008 semble donc montrer qu'il est possible que l'électricité soit économiquement compétitive même si on veut qu'elle n'émette pas plus de CO₂ au m² que le gaz. Le coût modique des radiateurs permet de dépenser plus en isolation. Le problème principal est en fait d'éviter le charbon dans la production d'électricité, or il n'est plus question de construire de nouvelles centrales au charbon en France, mais bien de fermer les plus vieilles, construites dans les années 60 et 70.

Le miracle de la pompe à chaleur

Comme mentionné plus haut, la RT2012 a mis fin à la domination du chauffage électrique dans le neuf, pour le moment du moins. Avec le ratio primaire/final de 2.58 pour l'électricité, il suffirait à une centrale au gaz d'avoir un rendement d'environ 45% pour que le chauffage électrique par effet joule soit plus efficace en termes d'émissions de CO₂ qu'un chauffage utilisant une chaudière murale. Or, il s'avère que les centrales au gaz peuvent atteindre des rendements de 60%, le coefficient d'émissions de RTE suppose d'ailleurs un rendement de l'ordre de 55%. Le problème c'est qu'au bout d'un moment, il devient plus rentable d'installer une chaudière murale et le circuit d'eau chaude qui va avec que d'isoler encore plus, à supposer que ce soit encore possible.

Une autre question qui peut se poser est peut-on émettre moins de CO₂ en se chauffant uniquement à l'électricité, à isolation comparable à un chauffage au gaz, mais en brûlant uniquement du gaz pour produire d'électricité? Encore une fois, la réponse est oui, en utilisant une pompe à chaleur. On s'aperçoit bien qu'avec les conditions données dans la question, il est impossible d'y arriver en dissipant l'énergie électrique dans un radiateur par effet joule: le second principe de la thermodynamique et les réalités de construction imposent au rendement d'une centrale au gaz d'être bien inférieur à 100%. Mais ce même principe n'empêche pas la réalisation d'une machine thermique qui permettrait de prendre de la chaleur dans un milieu «froid» pour la mettre dans un milieu «chaud».

C'est l'idée de base de la pompe à chaleur, dont tout le monde ou presque possède un exemplaire sous la forme d'un réfrigérateur. Le principe est en général le suivant:

1. on fait s'évaporer un liquide, le fluide calorifique, dans un milieu «froid», ce qui a pour effet de transférer de la chaleur de ce milieu froid vers le liquide puisqu'il faut fournir de l'énergie pour vaporiser un liquide.
2. on compresse le gaz obtenu, ce qui le chauffe aussi. C'est le moment où on a besoin d'énergie mécanique, apportée en général par l'électricité. Ce compresseur permet aussi de faire circuler le fluide calorifique dans le système, sans quoi il ne se passerait rapidement plus rien.
3. au contact du milieu «chaud», le gaz se condense. C'est possible car même si la température du milieu chaud qui entoure le gaz (le tuyau qui le contient en fait) est plus élevée que celle du milieu froid, la pression est maintenant plus élevée. Cette fois-ci, le gaz transfère de l'énergie au milieu environnant.
4. le liquide va ensuite dans un détendeur, ce qui a pour effet de refroidir le liquide en même temps que sa pression chute. Le cycle peut recommencer.

La pompe à chaleur doit disposer de fluides calorifiques pour fonctionner de façon pratique, avec des changements d'états judicieusement placés en température et en pression. L'avantage principal de la pompe est qu'on peut extraire de l'énergie d'un milieu déjà froid — ce qui permet la réfrigération — pour la mettre dans un milieu déjà chaud — ce qui permet un effet de levier pour le chauffage. Cet effet de levier est appelé le coefficient de performance ou COP pour reprendre l'acronyme anglais.

Une chaudière murale à condensation a un rendement d'environ 110% PCI — GDF n'oublie pas ce fait et facture en conséquence des kWh PCS qui incluent en sus la chaleur de condensation de l'eau créée par la combustion du gaz! —, ce qui veut dire qu'un système centrale gaz plus pompe à chaleur devient plus performant en termes d'émissions de CO₂ qu'une chaudière si le COP est supérieur à 2 en moyenne sur l'année.

L'office fédéral de l'énergie suisse a publié une note de questions-réponses en collaboration avec le lobby des pompes à chaleur local. En Suisse, les pompes à chaleur sont devenues populaires ces dernières années, si on en croit les statistiques sur le sujet: la part de marché atteint presque 10%. Il ressort notamment du document de l'OFEN le tableau suivant (p7): On voit que le COP de 2 est dépassé de façon large pour les nouvelles constructions dans tous les cas et de façon un peu moins nette pour les rénovations. On note aussi que des COP de 4 sont dans l'ordre des choses avec des pompes à chaleur basés sur un système géothermique, où on récupère la chaleur du sol via une circulation d'eau. Le système centrale à gaz et pompe à chaleur est alors 2 fois meilleur en termes d'émissions de CO₂ — et donc de consommation de gaz — que la chaudière murale.

Des esprits chagrins me rappelleraient sans nul doute qu'on peut aussi faire tourner une pompe à chaleur avec du gaz. Mais on s'aperçoit vite que plus on produit d'énergie dite mécanique, plus le système est efficace car c'est là que la pompe à chaleur fournit le plus d'énergie. Or, les moteurs classiques on un rendement de l'ordre de 30%, la moitié du rendement d'une bonne centrale au gaz. Lorsque le COP atteint 4, une production d'électricité seule suffit alors à garder l'avantage — sachant qu'on peut aussi faire de la cogénération.

Évidemment, le gaz n'est pas le seul moyen de produire de l'électricité. Si on y ajoute de l'éolien — à la mode en ce moment —, du nucléaire — nettement moins à la mode — et de l'hydraulique, mais qu'on exclut le charbon, le tableau devient totalement en faveur de l'électricité. Les petits calculs ci-dessus s'appliquent d'ailleurs très bien au biogaz qui est avant tout … du méthane, comme le gaz naturel. Bref, les pompes à chaleur sont sans conteste le meilleur moyen de limiter les émissions de CO₂. Ce n'est pas pour rien que dans un scénario allemand 100% renouvelable, pour compléter des éoliennes au facteur de charge surgonflé, le chauffage des habitations ne s'effectue uniquement à l'aide de pompes à chaleur et que rien ne provient de chaudières murales (p23).

Le problème de genre de système réside dans les coûts d'investissement et de fonctionnement. Contrairement à une chaudière murale reliée au réseau de gaz, les coûts d'investissements dans une pompe à chaleur et le réseau électrique sont nettement plus élevés. Et il faut en plus payer les salariés qui s'occupent de faire fonctionner la centrale. Pour répondre à une demande très saisonnière, une installation qui ne demande que peu d'entretien et fonctionne «toute seule» présente des avantages économiques certains.

Conclusion

Il semble donc bien que, contrairement à ce qu'assènent souvent les écologistes, le chauffage à l'électricité soit celui qui préserve le plus notre environnement. En France, la politique passée a fait qu'il existe un parc nucléaire important, doublé d'un parc hydro-électrique. Cela a rendu le chauffage électrique à simples radiateurs efficace sur le plan des émissions de CO₂ grâce à une combinaison avec une isolation renforcée. Les dernières réglementations thermiques interdisent de fait cet arbitrage en plaçant la barre trop haut: il devient financièrement plus intéressant d'utiliser une chaudière à gaz. Cela montre l'inanité d'une réglementation qui se base uniquement sur l'énergie primaire: en voulant minimiser les consommation d'énergie primaire, on n'atteint pas forcément le minimum d'émissions de CO₂. C'est logique: si on veut minimiser les émissions de CO₂, il faut libeller les normes en termes d'émissions de gaz à effet de serre.

C'est d'autant plus dommage que les pompes à chaleur — qui fonctionnent principalement à l'électricité — sont de fait le mode de chauffage qui est le plus prometteur. Cependant, il est à craindre que des réglementations se basant uniquement sur les consommations d'énergie primaire ne permettent pas leur développement. Des calculs d'ordre de grandeur se basant sur les technologies actuelles montrent pourtant qu'en combinant les pompes à chaleur avec les modes de génération de l'électricité qu'on peut raisonnablement envisager de construire en France, le nucléaire, le gaz et l'éolien, on obtient ce qui est sans doute une façon de se chauffer qu'on peut à la fois déployer à grande échelle et compter parmi les plus bénignes pour le climat. On ne peut que se demander pourquoi la réglementation n'encourage pas plus ce qui est d'ores et déjà la 4e source d'énergie renouvelable en France.

Après avoir regardé les coûts de l'EPR de Flamanville, il est intéressant de regarder des tarifs de rachat consentis aux énergies renouvelables, au premier rang desquelles l'éolien et le solaire photovoltaïque. Même si j'ai déjà émis l'opinion que fixer les tarifs en fonction des coûts des différentes technologies plutôt qu'en fonction du bénéfice pour la société était une mauvaise politique, il est intéressant de voir quelle rentabilité du capital est accordée aux exploitants. Elle n'a pas forcément à atteindre de hauts niveaux pour que ces subventions aient un effet: l'état garantit par ces tarifs garantis des rentrées d'argent. Les exploitants n'ont plus qu'à porter le risque météorologique et les risques d'exploitation et de construction, mais se voient exonérés du risque commercial.

L'éolien terrestre

L'éolien terrestre bénéficie de tarifs de rachat pendant 15 ans, grosso modo réévalués chaque année selon l'inflation. Le tarif est de 82€/MWh les 10 premières années, puis il y a nominalement un tarif dégressif en fonction de la quantité produite pour les 5 années suivantes. Mais comme il faut atteindre un facteur de charge de 27% pour que la dégressivité démarre, la plupart des éoliennes se voient donc rémunérées 82€/MWh pendant 15 ans, puis doivent vendre leur production sur le marché, où le prix est actuellement d'environ 50€/MWh.

On peut calculer la valeur actuelle d'un kW d'éolien moyennant quelques hypothèses: durée de vie de l'éolienne de 20 ans, facteur de charge de 23%, coût d'exploitation de 20€/MWh. On obtient le graphe suivant: Dans un rapport sur l'éolien et le solaire, il est dit (p49) que le coût moyen d'une éolienne est de 1600€/kW. Sur le graphe, on peut donc lire la rentabilité attendue pour un tel prix: c'est l'abscisse où la courbe croise l'ordonnée 1600. On constate donc que la rentabilité est limitée dans ces conditions. Même si on peut estimer qu'une éolienne va durer en fait 25 ou 30 ans, cela ne représente pas un surcroît de rentabilité spectaculaire. Ce n'est donc pas une surprise si les capacités installées diminuent d'année en année, comme on peut le voir ci-dessous (extrait du bilan 2012 de RTE). Si les tarifs ont été fixés à une hauteur permettant, au départ, d'obtenir sans doute une bonne rentabilité, on peut subodorer qu'il y a eu une certaine inflation des coûts de l'éolien ces dernières années.

Le solaire photovoltaïque

La situation sur le solaire photovoltaïque est plus complexe car il est possible d'avoir des installations de petites tailles. Là où une éolienne a puissance nominale de 2MW et plus, les particuliers peuvent installer des panneaux délivrant quelques kW voire quelques dizaines de kW, un module photovoltaïque délivrant environ 100W/m² avec des tarifs différents suivant que le panneau est installé au-dessus du toit ou sert de toit. Comme on peut le constater, l'intégration au bâti — où le module sert de toit — permet d'obtenir au moins 120€/MWh de plus, ce qui est intéressant car le contrôle est difficile. La CRE a noté dans sa dernière délibération sur la CSPE (annexe 2, p9-10) que 98,5% des contrats présentés bénéficient d’une prime d’intégration au bâti et en déduit que compte-tenu des exigences de l’intégration au bâti, il ne peut être exclu qu’une partie de ces contrats présente un caractère frauduleux. En français commun, elle a constaté que le régime de soutien au photovoltaïque a donné lieu à une fraude massive.

À partir de 100kW, pour éviter le rush qui s'est produit quand il est devenu financièrement intéressant d'installer ces panneaux grâce à une chute des prix plus rapide que la baisse du tarif de rachat, le gouvernement procède par appel d'offres. Le dernier appel d'offres accepté a mené à un prix moyen de 208€/MWh, pour des dossiers déposés fin janvier 2012.

Le rapport sur l'éolien et le solaire dit (p59) que le coût d'un système photovoltaïque est de 1300€/kW. En comptant 5€/MWh de coût d'exploitation, 11% de facteur de charge, une durée de vie de 30 ans avec un tarif sur 20 ans, on obtient le graphe suivant: On voit que 200€/MWh permet une rentabilité tout à fait conséquente: c'est la conséquence de la procédure d'appels d'offres où les dossiers ont été déposés au début 2012 et un lancement de l'appel à l'été 2011. Les prix des modules baisse rapidement, il y a donc un hiatus entre le prix accordé et le prix qu'on pourrait obtenir avec les prix du jour. Mais cela ne suffit pas à expliquer toute la différence. L'état accepte quasiment tous les dossiers complets dans les appels d'offres sur le solaire photovoltaïque, il n'y a donc en fait aucune concurrence et cela n'incite pas à baisser les prix. L'impression qui se dégage est que la rentabilité est très élevée!

Pourtant, on constate que les installations de panneaux ont baissé (cf graphe du bilan 2012 de RTE ci-dessous). Cela peut s'expliquer par la baisse de la rentabilité qui était outrancière avant le moratoire de 2010 et par le fait que le coût des petites installations chez les particuliers est plus élevé que pour celles qui font l'objet d'appels d'offres. Cependant malgré cette baisse des prix, il n'est pas sûr que le solaire photovoltaïque devienne vraiment compétitif et permette de produire une partie importante de l'électricité à un coût acceptable — mettons autour de 40€/MWh — car le coût du panneau est déjà minoritaire dans le coût d'une installation. Le coût du travail et de composants plus classiques (acier...) tend à devenir majoritaire, ce qui va rendre de plus en plus compliqué d'obtenir des baisses de prix. Mais on atteindra sans doute les 70€/MWh, où le surcoût dû aux subvention deviendrait relativement faible; le problème viendrait plutôt qu'on ait installé la quantité immédiatement utile avec des tarifs nettement plus élevés.

L'éolien en mer

On se rappelle qu'en avril dernier, l'état avait annoncé les résultats de l'appel d'offres concernant l'éolien en mer. 4 des 5 lots avaient été attribués, pour 1928MW au total et un investissement annoncé de 7G€. Le lot restant n'a pas été attribué pour cause de coûts trop élevés, ce qui n'était pas très bon signe quant aux coûts des autres. On l'a déjà abordé ici, mais les coûts se sont bien avérés extraordinairement élevés à 228€/MWh en moyenne. L'avis de la CRE donnait aussi la production attendue: 6.8TWh/an.

Avant même d'aborder la question de la rentabilité du projet pour les industriels, on peut déjà remarquer qu'on va investir une somme inférieure de 20% à l'EPR de Flamanville, unanimement reconnu comme un échec d'ampleur galactique, pour une production annuelle presque 2 fois inférieure! Certains journaux se sont scandalisés à juste titre des surcoûts de l'EPR de Flamanville, je n'ai, par contre, pas vu un seul titre s'interroger sur le bienfondé de cet investissement dans l'éolien en mer. Si on fait l'hypothèse que le coût d'exploitation est de 25€/MWh — la même hypothèse que j'ai prise pour l'EPR de Flamanville —, que les débours dûs à la construction s'étalent sur 4 ans, que la durée de vie des éoliennes est de 20 ans et en prenant les taux d'actualisation de la Cour des Comptes, je trouve que le coût du courant issu de ces champs est de ... 138€/MWh. On peut essayer de voir quel taux d'actualisation ferait sens avec ces hypothèses et le prix annoncé (cf graphe ci dessous), on s'approche dangereusement de 20%! On peut avancer les explications suivantes:

• j'ai fait une erreur dans mes calculs
• le coût réel de l'investissement est bien supérieur à 7G€, auquel cas on est de nouveau confronté au cas de l'EPR de Flamanville, en bien pire cette fois!
• le coût réel d'exploitation est bien supérieur à 25€/MWh, ce serait quand même un comble pour une source d'énergie qui est annoncée comme devant remplacer les grandes centrales classiques, d'avoir un coût d'exploitation supérieur à une centrale nucléaire.
• la production sera bien inférieure à 6.8TWh — qui suppose un facteur de charge de 40% pratiquement 2 fois plus élevé que l'éolien terrestre.
• les industriels vont effectivement s'en mettre plein les poches, ce qui est étonnant quand on regarde les exigences du cahier des charges en matière de détail des coûts.

Conclusion

Ces petits calculs montrent quelques problèmes de la politique d'aide en faveur des renouvelables électriques. Le système d'appels d'offres semble défavorable au consommateur, car très peu d'offres se présentent et que les prix semblent toujours élevés par rapport aux coûts d'investissement annoncés. Que ce soit dans le domaine du solaire photovoltaïque ou de l'éolien en mer, on peut soupçonner des rentabilités extraordinaires.

Le solaire photovoltaïque voit ses coûts baisser très rapidement et le gouvernement peine à adapter suffisamment vite les tarifs de rachat; il représente déjà la moitié des sommes dépensées au titre des subventions aux renouvelables électriques alors qu'il ne représente que moins de 20% de la production éligible aux subventions à ce titre. On soupçonne une fraude massive dans les installations chez les particuliers. La rentabilité des appels d'offres semble excellente du fait des baisses de prix des panneaux.

L'éolien en mer a vu les appels d'offres se conclure sur des prix délirants. J'ai du mal à comprendre comment les montants d'investissements et la production annoncée peuvent correspondre aux prix annoncés. Quant à l'éolien terrestre, l'inflation des coûts tend à diminuer le rythme de construction.

Tous les ans au mois d'octobre, le niveau de la taxe finançant les productions renouvelables d'électricité en Allemagne est ajusté aux besoins. Le système allemand a été copié ailleurs: il s'agit de garantir au producteur un prix de l'électricité déterminé en fonction de la technologie employée. Il est décrit avec force diagrammes dans un document de l'association des réseaux de distribution allemands (BDEW), dont l'essentiel a été traduit par l'association Sauvons le Climat. Les 4 gestionnaires des réseaux THT sont obligés de racheter cette électricité et donc de fournir le fonds de roulement du système. Une partie des coûts est récupéré en revendant immédiatement cette électricité aux distributeurs au prix du marché. Comme, évidemment, le prix garanti au producteur est presque tout le temps supérieur au prix de marché, une taxe prélevée directement sur les consommateurs est nécessaire. Cela permet aussi de financer les coûts de trésorerie du système. Les gros consommateurs industriels sont pratiquement exemptés de cette taxe, ils ne paient qu'un montant de 0.5€/MWh: c'est devenu symbolique au regard de ce que paient les autres consommateurs.

Le système de l'obligation d'achat fonctionne à guichet ouvert, le montant de cette taxe peut donc augmenter très vite:

• si ce sont les moyens les plus chers qui se développent rapidement. C'est le cas en Allemagne: à la fin de l'année 2011, il y avait 27GW de solaire photovoltaïque installés, presque autant que l'éolien. Même si le solaire photovoltaïque produit 2 fois moins d'énergie sur l'année que l'éolien à puissance égale, les prix d'achats sont quasiment 4 fois plus élevés pour le solaire. C'est ainsi que le solaire photovoltaïque consomme plus de la moitié de la taxe (p41 du document du BDEW).
• en cas de mauvaise anticipation des installations. Comme la taxe est fixée en octobre, il reste deux mois et demi et une marge d'erreur sur les installations de l'année en cours. En cas de changements de tarifs, comme entre 2011 et 2012, on assiste à un rush pour bénéficier du tarif le plus intéressant. L'année suivante, en 2013 donc, il faut combler un déficit.
• en cas de baisse des prix de l'électricité sur le marché. Un prix moyen de vente est anticipé en prenant comme référence le marché à terme. Si la conjoncture se dégrade, les prix de l'électricité vont baisser du fait d'une baisse de la demande, notamment des consommateurs industriels. Mais le développement des renouvelables impacte aussi ce prix de marché: comme le gestionnaire de réseau est obligé de revendre immédiatement l'électricité renouvelable, il accepte n'importe quel prix, à la différence des centrales à combustibles fossiles. Le prix peut donc tomber très bas, voire devenir négatif, en cas de forte production renouvelable. Comme il s'agit de passer le coût du système de prix garanti du producteur au consommateur, ce dernier ne peut alors bénéficier en aucune façon de la baisse du prix de marché puisqu'il doit combler la différence. Au contraire même, cette électricité renouvelable vendue à prix cassé profite à ceux qui achètent sur le marché spot et ne paient pas la taxe, c'est-à-dire les industriels. Et de façon perverse, plus la demande est faible, plus la taxe est élevée!

L'année 2012, comme on peut s'en rendre compte cumule ces 3 phénomènes. Suite à un changement de tarifs, un rush s'est produit en fin d'année sur le solaire photovoltaïque: 2GW ont été installés sur le seul mois de décembre 2011. Le solaire photovoltaïque est la plus chère des énergies subventionnées. Le prix de l'électricité est resté bas, d'une part à cause de l'afflux de productions renouvelables et d'autre part à cause de la conjoncture allemande et plus largement européenne. Il ne faisait aucun doute que les prévisions du BDEW pour 2013 seraient dépassées, alors qu'elles étaient de 47.4€/MWh (p65).

L'agence de régulation des réseaux allemande a annoncé le 15 octobre que le montant serait finalement de 52.77€/MWh, soit une hausse de presque 50%. Elle dit aussi que le déficit accumulé est de 2.6G€ sur la seule année 2012: le système était équilibré à la fin 2011. Les causes de ce déficit sont le rush photovoltaïque de fin d'année et le faible prix de l'électricité, comme on vient de l'expliquer. En conséquence, les gestionnaires de réseau vont aussi renforcer le fonds de roulement qu'ils maintiennent, afin d'éviter qu'une telle mésaventure ne se reproduise. On peut voir sur le graphe ci-dessous que depuis 2009, c'est-à-dire depuis qu'il est financièrement intéressant d'installer des panneaux photovoltaïques, la taxe explose. Elle est passée de 13.1€/MWh en 2009 à 52.77€/MWh en 2013, soit une multiplication par 4 à partir d'un montant qui n'était déjà pas ridicule.

On peut aussi constater que le prix d'une fourniture constante d'un MW pendant toute l'année 2013 vaut actuellement environ 47€/MWh. Certes, les consommateurs doivent aussi payer une part d'électricité de pointe, mais on peut constater que la taxe a atteint un montant tout à fait comparable avec le prix de production de l'électricité en général, alors même qu'elle n'est due que pour une part minoritaire de la consommation. Pour fixer les ordres de grandeurs, le système exonère environ 20% de la consommation électrique allemande de la taxe, alors que la subvention ne finance environ que 20% de la production totale. Le coût du système de subvention allemand semble donc extrêmement élevé.

Une telle hausse a aussi ravivé le débat sur la nécessité de faire contribuer aussi les gros consommateurs industriels, comme on peut le constater dans la presse allemande. Il y a cependant peu de chances que cela aboutisse vraiment: pour ces consommateurs, l'électricité représente une part importante des coûts de productions. En conséquence, les mettre à contribution de la même façon que les consommateurs domestiques ferait exploser leurs coûts de production, ils ne seraient plus compétitifs. Comme le système est visiblement hors de contrôle, ils pourraient même avoir des difficultés à simplement prévoir leurs coûts de production.

Pour conclure, il n'aura échappé à personne que je suis très sceptique sur l'opportunité de subventionner de la sorte les renouvelables électriques. Le principal problème de ce système de subvention est qu'il repose sur la connaissance des coûts de chaque technologie et non sur le bénéfice apporté à la société ou au consommateur. On constate en Allemagne que la majeure partie des subventions vont au photovoltaïque qui ne représente qu'une partie minoritaire de la production renouvelable. On entend souvent que ces subventions sont destinées à faire atteindre la parité en matière de coûts à ces technologies mais, dans le cas allemand, on va arriver à saturer le réseau en installations solaires avant même d'arriver à proximité de ce point. S'engager sur cette voie en France, où on a déjà décarbonné l'essentiel de la production électrique, apparaît plus que jamais comme une grave erreur.

Chaque année RTE, filiale d'EDF et propriétaire du réseau haute tension, met à jour son bilan prévisionnel, dont l'édition 2012 vient d'être publiée sur son site web. Comme l'année dernière, et malgré la baisse de la consommation constatée, RTE prévoit toujours un risque accru et significatif de défaillance électrique. Malgré un ton factuel et diplomatique, il permet aussi de percevoir les incohérences de la politique énergétique française, caractéristique qui risque malheureusement d'empirer sous la présidence de François Hollande, du fait de promesses malvenues.

Le problème de l'approvisionnement électrique

Comme le signale le document (p89), l’apparition d’une puissance manquante à l’horizon de quatre à cinq ans est une constante des différentes éditions du Bilan Prévisionnel: personne ne souhaite investir trop puisque cela ferait perdre de l'argent. Cependant, la vague de froid de l'hiver dernier montre que ce genre d'exercice n'est pas vain. Cette vague de froid était supérieure en intensité à celle prévue dans le scénario qui ne prévoit que les évènements extrêmes à l'échelle d'une décennie. Au mois de février dernier, la pointe enregistrée a dépassé les valeurs prévues dans les scénarios de RTE, y compris ceux présentés dans ce document. Les importations ont été très élevées à certains moments, avec un maximum de 9GW le 9 février, proche du maximum possible.

Les causes de ce manque sont connues. La consommation d'électricité est toujours sur une pente de long terme croissante, malgré la rupture que constitue la crise et les mesures prises pour augmenter l'efficacité énergétique. En conséquence, RTE prévoit que la pointe "décennale" va continuer à augmenter pour dépasser les 100GW après 2014 dans le scénario central. Les pics de consommation électrique sont principalement déterminés par la température extérieure qui provoque un besoin de chauffage plus important: lors de la vague de froid de février, RTE estime que 40% de la puissance appelée était due au chauffage électrique (p35). L'essor du chauffage électrique est toutefois freiné en ce moment par la nouvelle réglementation thermique 2012: cette réglementation défavorise nettement le chauffage électrique hors pompes à chaleur, ce qui réduit notoirement la compétitivité de ce mode de chauffage à cause du coût de la pompe à chaleur. Mais les usages comme l'informatique sont toujours en très nette croissance, ce qui va pousser à la hausse la pointe totale. De l'autre côté, les baisses de demande sont surtout à prévoir en cas de crise économique: l'importance de l'industrie, notamment de l'industrie lourde, ne cesse de baisser à cause de la recherche constante d'efficacité et encore plus à cause de la crise qui a stoppé nombre d'usines. En tout, RTE prévoit une hausse lente des pointes dans tous les scénarios sauf celui qui prévoit une crise économique durable.

De l'autre côté l'offre voit se développer l'éolien et le solaire, mais disparaître les centrales à combustibles fossiles. Si le solaire ne contribue que faiblement aux besoins lors de la pointe, l'éolien a une contribution lors des épisodes froids. En général, lors des vagues de froid sur la France, l'anticyclone qui en est la cause n'est pas centré sur notre pays, ce qui fait que le vent souffle ... au moins un peu. Mais cette contribution est très variable comme on peut le voir ci dessous (graphe p72, que j'ai annoté) Si on voit bien l'intermittence sur ce graphe, on ne voit aucune corrélation entre consommation et production. Entre les 2 jours de consommation maximale, on voit que la production éolienne varie du simple au double, en 24h. De plus, si on regarde le retour d'expérience de RTE sur la vague de froid, on s'aperçoit que les importations (p12) et le prix (p14) ont été maximaux le 9 février, juste au moment d'un trou de vent (p10). Si l'éolien apporte une contribution, elle est foncièrement aléatoire et ne remplace pas vraiment une centrale classique.

Les centrales classiques sont, elles, atteintes par la limite d'âge, en quelque sorte. Les directives européennes anti-pollution vont entraîner la fermeture de nombre de centrales au charbon — 3.6GW sur 6.8 — et au fioul — 4GW sur 5.3. Des centrales à cogénération vont fermer, les subventions se terminant. En face de cela, quelques centrales au gaz se sont confirmées, mais pas suffisamment pour compenser (p79). Comme en plus la crise a fait s'effondrer les prix des permis d'émission de CO₂, le charbon est redevenu très compétitif, ce qui ne va pas inciter à la construction de centrales au gaz. Les centrales à combustibles fossiles voient aussi leur rentabilité entamée par les énergies intermittentes comme l'éolien. Pour couronner le tout, RTE prévoit que la capacité d'importation sera limitée à 4GW, en grande partie pour la même raison: la mise à la retraite de centrales.

Au total, RTE prévoit un manque de puissance de 1.2GW pour remplir son objectif en 2016, en baisse par rapport à ce qui était prévu l'an dernier (2.7GW), en partie du fait de la conjoncture économique. Pour 2017, le manque est de 2.1GW. Évidemment, on peut songer que des travaux seront sans doute faits soit pour construire des turbines à gaz, soit pour rénover des centrales au fioul pour combler ce manque. Mais on ne peut s'empêcher de penser que fermer la centrale de Fessenheim (1.8GW) n'est sans doute pas la meilleure façon d'assurer l'approvisionnement en électricité de la France.

Les conséquences du développement des renouvelables

Un encart p17 livre des informations très intéressantes en liaison avec le développement des renouvelables. Tout d'abord, RTE nous dit que ce développement va coûter 1G€ pour raccorder l'éolien au sol et la même somme pour connecter 3GW d'éolien en mer. Comme l'éolien en mer est déjà horriblement cher, on ne peut que se demander si c'était une bonne idée que d'allouer des lots aux prix proposés.

RTE nous signale aussi le projet allemand d'expansion du réseau. Celui-ci demande la construction de 4400km de lignes THT, dont 1700km de lignes THT 400kV classiques et 2100km de lignes à courant continu. Le tout pour un coût de 20G€ sur les 10 prochaines années. Mais il y a un hic: construire une ligne THT demande 10 ans actuellement du fait des procédures et de l'opposition des sympathisants d'un certain parti politique. Pour ce qui concerne la France, RTE dit qu'adopter une politique diminuant la part du nucléaire nécessiterait de doubler les interconnections sur 20 ans, pour un coût de 7G€, sachant que la vitesse de construction actuelle est très insuffisante. Ces 20 dernières années n'ont vu la construction que d'environ 1/3 des capacités d'exports de la France et certains projets, comme l'interconnexion France-Espagne, ont suivi un chemin de croix.

Un autre encart p85 nous informe aussi des évolutions commerciales et technologiques dues aux renouvelables. C'est ainsi qu'en Allemagne, où le nucléaire remplissait une offre de base fixe au cours de la journée, les réacteurs ont été modifiés pour fonctionner comme en France: avec une possibilité de modulation pour faire face aux périodes de faible consommation. On y dit aussi que dans la plupart des pays européens, la principale contrainte nouvelle posée par le développement des énergies renouvelables est celle du surplus d'offre lorsque la production renouvelable est forte. Dit autrement, on ne sait pas quoi faire de cette électricité fatale à certains moments et elle dégrade la rentabilité des équipements qui assurent réellement la sécurité d'approvisionnement. On peut par exemple s'interroger sur l'opportunité de produire beaucoup d'électricité à midi en plein mois d'août lorsque la consommation en France est pratiquement au minimum de l'année et de la payer à un prix exorbitant, sachant qu'en plus tous les pays européens sont proches de leur maximum de production au même moment.

Les conséquences de la baisse à 50% de la part du nucléaire

RTE nous propose aussi un certain nombre de scénarios à long terme dont un prend en compte la projet de faire baisser à 50% la part du nucléaire dans la production d'électricité. Tout d'abord, p29, RTE nous montre qu'il y a une excellente corrélation entre croissance économique et évolution de la demande d'électricité. On s'aperçoit aussi p84 que la consommation d'électricité ne dépend finalement pas tellement du prix: les prix allemands sont maintenant 75% plus élevés qu'en France pour les particuliers, alors qu'ils étaient nettement plus proches en 2000, l'évolution de la consommation n'a pas du tout suivi le même chemin. Par contre, la dépression en Espagne a réduit la consommation d'électricité. Une conclusion s'impose: une baisse de la consommation d'électricité est provoquée par une baisse du niveau de vie.

Le graphe de la p146 permet de résumer les différents scénarios: On constate que quoiqu'en dise RTE, le «nouveau mix» laisse penser que le niveau de vie des Français serait alors proche d'une situation de crise prolongée, même si le solde exportateur absorbe une bonne part de la différence avec le scénario médian. Dans ces conditions, il n'est pas dit que l'idée de payer plus pour le réseau et les moyens de production pour une production très comparable à l'actuelle soit très populaire. Finalement, on paierait plus pour exactement la même chose! On remarque aussi, une fois de plus, que la barre noire représentant la production d'origine fossile est la plus épaisse dans ce scénario «nouveau mix». Et, évidemment, la consultation du résultat des simulations ne laisse aucun doute: ce scénario prévoit des émissions de 30Mt de CO₂ contre 24Mt dans le scénario «consommation forte» et 27Mt en 2011. De même, si jamais on s'avisait de respecter à la lettre le programme de François Hollande — qui proposait d'atteindre cette proportion en 2025, les émissions seraient de 40Mt. Cette hausse des émissions par rapport à l'année 2011 est due au besoin de faire fonctionner plus de centrales au gaz pour pallier l'intermittence de l'éolien et du solaire. Il est difficile de considérer cette issue comme souhaitable: on paierait donc plus cher pour autant d'électricité et plus d'émissions de CO₂ qu'aujourd'hui, sans compter les difficultés d'approvisionnement en gaz.

Pour conclure, on voit donc que la politique française en matière énergétique est face à certaines contradictions. Le modèle économique des installations à combustibles fossiles qui assurent réellement l'équilibre entre l'offre et la demande est durablement affecté par l'éolien et le solaire. Ces énergies sont plus chères mais bénéficient d'un traitement favorable sans aucune contrepartie en termes de disponibilité. Comme la production française d'électricité est déjà largement décarbonée, l'intérêt des renouvelables dans la production d'électricité est clairement douteux, mieux vaudrait investir ailleurs. On voit aussi que les pouvoirs publics ont concentré leurs moyens sur ces énergies, au lieu de s'attacher à la sécurité d'approvisionnement. Bien au contraire, les politiques proposent des mesures qui vont en sens contraire comme des fermetures de centrales nucléaires. Mais en plus, on s'aperçoit que remplacer le nucléaire par des renouvelables va aboutir à l'effet inverse de l'effet recherché: faire baisser les émissions de CO₂. L'idéologie est décidément mauvaise conseillère.

La commission sur le coût de l'électricité a rendu un rapport qui a été à juste titre dénoncé comme relevant de la pure idéologie écologiste ailleurs. Mais leur argument massue, que le consommateur français paie plus au total pour son électricité que ses voisins malgré des prix bas, est basé sur un tableau très probablement faux.

Le rapport consacre en effet un développement aux prix de l'électricité en Europe. Il commence par constater que le prix de l'électricité est bien moins élevé en France que partout ailleurs en Europe de l'Ouest. Il faut aller chercher la Grèce, la Finlande ou les pays de l'est pour trouver des prix équivalents. Avec un coût d'un peu plus de 140€/MWh à fin 2011 pour les particuliers, les prix français sont très compétitifs et n'ont pas suivi la hausse des prix causée par le choc pétrolier d'après 2004 comme ailleurs en Europe.

Mais cela n'arrête pas l'auteur, qui nous donne ensuite à voir le tableau suivant: On constate que selon ce tableau les ménages français ont la facture d'électricité la plus élevée d'Europe et une facture totale énergétique en ligne avec celle des pays du nord de l'Europe pourtant moins bien lotis du point de vue du climat.

Mais ce tableau est trompeur pour deux raisons au moins. La première, c'est que les données du tableau source d'Eurostat sont exprimées en parité de pouvoir d'achat. C'est sans doute mineur, mais avoir recopié directement ces données puis avoir confondu euros nominaux et parité de pouvoir d'achat n'augure rien de bon. La deuxième, c'est que depuis 2005, les prix des énergies fossiles, celles qui complètent le budget ont subi une forte augmentation des prix. En 2005, le prix moyen du baril de Brent était d'environ 60$, en 2010 de 80$, en 2011 de 100$. L'impact sur les prix du gaz et du fioul sont certains, il doit donc aussi y avoir un impact sur la facture finale.

Ce tableau a aussi — et c'est le vrai problème — toutes les chances d'être faux. On peut s'en rendre compte en partie dès le tableau suivant. Ce tableau-là donne le résultat des calculs de Global Chance, en se basant sur les prix du premier semestre 2011. Et là, surprise: la facture annuelle par ménage n'est plus que de 670€/an environ, en comptant 2 personnes par ménage. Le passage des euros nominaux aux parités de pouvoir d'achat ne peut expliquer une telle différence. On constate aussi que la facture d'un ménage allemand est aussi nettement plus élevée que celle d'un ménage français, contrairement à ce que laissait penser le tableau précédent.

Pour essayer de savoir si cette suspicion est justifiée, on peut se reporter à l'enquête de l'INSEE sur la consommation des ménages. À l'aide des tableaux proposés, on peut calculer que la facture moyenne d'électricité était d'environ 662€ par ménage en 2005. Un nouvelle fois, c'est bien loin des 852€ proclamés par le tableau devant donner les dépenses de consommation par énergie. La même source montre que les dépenses annuelles d'énergie dans les logements — le tableau d'Eurostat ne compte que cela — sont probablement inférieures à 1200€ par ménage: la somme du gaz, de l'électricité et du fioul donne environ 1175€.

On peut aussi procéder à partir des données d'Eurostat. On peut y trouver les données de population, de taille des ménages, une base de données sur l'énergie avec les consommations énergétiques classées par types, un prix typique pour le gaz et l'électricité. La commission fournit les prix du fioul. On trouve alors les résultats suivants, sachant que la précision n'est pas excellente du fait du mode de calcul. On peut voir que loin d'avoir la facture globale par habitant la plus élevée, la France se place plutôt bien. On remarque aussi que la hausse de la facture a été limitée par rapport à d'autres pays car les prix de l'électricité ne sont pas, en France, indexés sur les cours du pétrole.

Tout ceci ne serait pas très important si les opposants au nucléaire ne faisaient pas de l'argument de la facture totale un argument bizarre: que la forte consommation d'électricité, causée par des prix bas, fasse que la facture totale soit en fait relativement élevée. C'est un argument bizarre car il fait l'impasse sur les investissements qu'il faut faire pour moins consommer mais atteindre un même résultat: ces investissements sont notoirement inutiles financièrement lorsque les prix de l'énergie sont bas. Mais même en regardant la facture globale, on constate que la France est plutôt bien lotie. La cause, en fait, est bien connue: les logements chauffés à l'électricité le sont de façon efficace, à cause justement du prix élevé de l'électricité par rapport au gaz et au fioul; pour le reste, les gains d'efficacité ne sont souvent pas extraordinaires à prestation égale, ce qui fait que la demande d'électricité ne dépend pas beaucoup de son prix. Bref, l'argument de la facture totale relève de l'enfumage total de la part des anti-nucléaires.