Évolution du mix électrique en France : qui paiera ?

Des options majeures

Des options majeures

La France fait face à cinq options envi­ron­ne­men­tales, éner­gé­tiques et éco­no­miques majeures pour le choix et le dimen­sion­ne­ment de ses moyens de pro­duc­tion d’électricité. Ces options concernent le niveau d’émission de CO₂, le déve­lop­pe­ment des éner­gies nou­velles renou­ve­lables (prin­ci­pa­le­ment éolien ter­restre, éolien off­shore, pho­to­vol­taïque), les éco­no­mies d’énergie, la pro­duc­tion élec­trique d’origine nucléaire, le coût pour la collectivité.

REPÈRES
En 2011, le nucléaire repré­sen­tait 78 % de la pro­duc­tion élec­trique en France et l’hydraulique 9 %. Il en résulte pour le parc élec­trique un bilan par­ti­cu­liè­re­ment favo­rable de 70 à 80 g de CO₂ par kWh, à com­pa­rer à une moyenne de 350 g en Europe. Autre béné­fice de cette situa­tion, le prix payé par les par­ti­cu­liers est infé­rieur d’environ 35 % à la moyenne européenne.

Environnement et émissions de CO₂

Le bilan CO₂ du parc de pro­duc­tion élec­trique est par­mi les plus bas d’Europe

Compte tenu des moyens de pro­duc­tion élec­triques actuels, prin­ci­pa­le­ment nucléaire et hydrau­lique, le bilan CO₂ du parc de pro­duc­tion élec­trique fran­çais est par­mi les plus bas d’Europe (70−80 g de CO₂ par kWh contre 350 g par kWh en moyenne en Europe). Sou­haite-t-on, ou non, main­te­nir un tel pro­fil presque car­bon free pour le parc de pro­duc­tion élec­trique français ?

Énergies nouvelles renouvelables (EnR)

Les éner­gies nou­velles renou­ve­lables (éolien ter­restre, éolien off­shore, pho­to­vol­taïque, bio­masse, etc.), si elles se sub­sti­tuent à des moyens de pro­duc­tion émet­teurs de CO₂ (char­bon, gaz, fioul, etc.), peuvent contri­buer à la réduc­tion des émis­sions de CO₂.

Éclai­rage basse consommation
Le rem­pla­ce­ment des ampoules clas­siques à incan­des­cence par des ampoules à basse consom­ma­tion per­met d’importantes éco­no­mies d’énergie. Les ampoules « fluo­com­pactes » à basse consom­ma­tion (ou plus jus­te­ment à basse puis­sance) ont, par exemple, une puis­sance de 11 watts et rem­placent les ampoules à incan­des­cence ayant une puis­sance de 60 watts (pour la même inten­si­té lumineuse).

Avec quelle ampleur et selon quelle logique sou­haite-t-on déve­lop­per les EnR ? Sou­haite-t-on un déve­lop­pe­ment des EnR dans les limites de com­pé­ti­ti­vi­té éco­no­mique par rap­port aux autres moyens de pro­duc­tion ? Ou un déve­lop­pe­ment maxi­mal des EnR, sim­ple­ment limi­té par des contraintes phy­siques liées par exemple à l’espace disponible ?

Économies d’énergie

Les mesures de maî­trise de la demande élec­trique (MDE), si elles per­mettent d’éviter le recours à des moyens de pro­duc­tion élec­trique émet­teurs de CO₂, peuvent éga­le­ment per­mettre de réduire les émis­sions de CO₂. Avec quelle ampleur et selon quelle logique sou­haite- t‑on déve­lop­per les mesures de maî­trise de la demande élec­trique (MDE) : iso­la­tion ther­mique des bâti­ments, rem­pla­ce­ment d’équipements élec­triques clas­siques par des équi­pe­ments plus éco­nomes ? Sou­haite-t-on encou­ra­ger uni­que­ment les mesures éco­no­mi­que­ment com­pé­ti­tives, c’est-à-dire celles dont le coût de mise en œuvre est infé­rieur au coût de pro­duc­tion de l’électricité éco­no­mi­sée ? Ou, de façon volon­ta­riste, toutes les mesures de MDE, quel qu’en soit le prix ?

Nucléaire

Le prix payé par les par­ti­cu­liers est infé­rieur de 35% à la moyenne européenne

Le parc de pro­duc­tion nucléaire fran­çais est consti­tué de 58 réac­teurs nucléaires, essen­tiel­le­ment construits dans les années 1980. À l’horizon 2030, une majo­ri­té de réac­teurs arri­ve­ront à l’âge de 40 ans (envi­ron 45 réac­teurs sur les 58 actuels), avec une pos­si­bi­li­té de pro­lon­ger ou non leur durée de vie de dix à vingt ans.

Sou­haite-t-on pro­lon­ger la durée de vie des réac­teurs nucléaires de dix à vingt ans ? Ou arrê­ter tout ou par­tie des réac­teurs nucléaires arri­vant à l’âge de 40 ans pour limi­ter le « risque nucléaire » ?

Coût pour la collectivité

Le coût de l’électricité en France est actuel­le­ment par­mi les plus bas d’Europe : le prix payé par les par­ti­cu­liers est infé­rieur d’environ 35% à la moyenne euro­péenne. Sou­haite-t-on ou non conti­nuer de mini­mi­ser, de façon pérenne, le coût de pro­duc­tion élec­trique pour la col­lec­ti­vi­té (l’État, les groupes élec­tri­ciens, les par­ti­cu­liers, les entre­prises for­te­ment consom­ma­trices d’électricité, par exemple dans la sidé­rur­gie, la pro­duc­tion d’aluminium, etc.) ?

L’heure des choix

TABLEAU 1 a Équi­libre offre-demande

TABLEAU 1 b Compé­ti­ti­vi­té des filières de pro­duc­tion électrique 2030 – Chiffres en euros constants 2010

(1) Inté­grant les durées de construc­tions (non pro­duc­tives) ; (2) WACC nomi­nal après impôts ; (3) Hors coût de déman­tè­le­ment et coût de trai­te­ment des déchets ; Hors effet de « tête de série » ; (4) Avec un ren­de­ment de 57%, hors coût de déve­lop­pe­ment des réseaux de gaz ; (5) 42 €/MWh à 2012 avec aug­men­ta­tion poten­tielle à 50 €/MWh à 2030 ; (6) Ura­nium à 70 $ / livre, gaz à 14 $ / Mbtu (34 € / MWh), pétrole à 150 $ / baril, char­bon à 100 $ / t ; (7) CO2 à 50 € / t ; Note : Hypo­thèses de crois­sance mon­diale à 5,0% p.a. et de crois­sance fran­çaise à 1,5% p.a. en mon­naie courante Source : AIE (Agence Inter­na­tio­nale de l’Energie), DGEC (Direc­tion Géné­rale de l’Energie et du Cli­mat), UFE (Union Fran­çaise de l’Electricité), ana­lyses et esti­ma­tions Estin & Co

TABLEAU 2 Exemples de choix pos­sibles, et addi­tion éco­no­mique et environnementale

(1) Eolien off­shore et pho­to­vol­taïque ; (2) Prix en pro­duc­tion seule­ment (basé sur le coût de déve­lop­pe­ment moyen du parc), y com­pris valo­ri­sa­tion des expor­ta­tions le cas échéant Source : UFE (Union Fran­çaise de l’Electricité), ana­lyses et esti­ma­tions Estin & Co

Il faut faire des choix. On ne peut pas tout avoir. Il n’est pas pos­sible de conci­lier les choix les plus « ambi­tieux » pour cha­cune des options pré­ci­tées : faibles émis­sions de CO₂, fort déve­lop­pe­ment des EnR, fort déve­lop­pe­ment des mesures de MDE, arrêt anti­ci­pé de réac­teurs nucléaires, faible coût pour la col­lec­ti­vi­té. Ces choix à faire doivent satis­faire la contrainte de l’équilibre entre offre et demande en élec­tri­ci­té. Ils doivent éga­le­ment inté­grer la com­pé­ti­ti­vi­té éco­no­mique des moyens de pro­duc­tion d’électricité (voir tableaux 1 a et b). Quels choix pos­sibles, avec quelle addi­tion éco­no­mique et environnementale ?

De façon illus­tra­tive, trois choix cohé­rents sont pos­sibles à l’horizon 2030 (voir tableau 2).

• Choix 1 : déve­lop­pe­ment EnR « Gre­nelle » + nucléaire pro­lon­gé + MDE com­pé­ti­tive. Ce choix abou­ti­rait à des inves­tis­se­ment maî­tri­sés dans le parc de pro­duc­tion (envi­ron 115 mil­liards d’euros d’investissement sur vingt ans pour la col­lec­ti­vi­té), des prix de pro­duc­tion (fon­dés sur le coût de déve­lop­pe­ment moyen du parc, y com­pris valo­ri­sa­tion des expor­ta­tions) à 50–55 €/kWh, et à un bilan CO₂ du parc élec­trique faible (envi­ron 15–20 Mt (mil­lions de tonnes de dioxyde de car­bone) à 2030, à com­pa­rer à 34 Mt en 2010).
• Choix 2 : fort déve­lop­pe­ment des EnR + 50% du nucléaire pro­lon­gé + MDE com­pé­ti­tive. Ce choix abou­ti­rait à un surin­ves­tis­se­ment pour la col­lec­ti­vi­té (envi­ron 165 mil­liards d’euros d’investissement sur vingt ans), des prix à 75–80 €/kWh (+ 45% par rap­port au choix 1), et à un bilan CO₂ du parc élec­trique en aug­men­ta­tion (envi­ron 45 Mt à 2030).
• Choix 3 : très fort déve­lop­pe­ment des EnR + nucléaire non pro­lon­gé + MDE com­pé­ti­tive. Ce choix abou­ti­rait à un fort surin­ves­tis­se­ment pour la col­lec­ti­vi­té (envi­ron 210 mil­liards d’euros d’investissement sur vingt ans), des prix à 90–95 €/kWh (+ 75% par rap­port au choix 1), et à un bilan CO₂ du parc élec­trique en forte aug­men­ta­tion (supé­rieur à 100 Mt à 2030).

Une addition trop salée

Les acteurs éco­no­miques, en l’état actuel des choses, n’ont pas les moyens de finan­cer des choix cor­res­pon­dants à des surin­ves­tis­se­ments (déve­lop­pe­ment volon­ta­riste des EnR ou de la MDE, arrêt anti­ci­pé non opti­mi­sé des réac­teurs nucléaires exis­tants). L’État, avec un défi­cit annuel d’environ 90 mil­liards d’euros en 2011 (pour des recettes de 270 mil­liards d’euros, soit un défi­cit de – 33 % des recettes), n’a plus de marge de manœuvre suffisante.

Les groupes élec­tri­ciens, si les prix res­tent régu­lés à un faible niveau, voient leurs capa­ci­tés d’investissement réduites. Les par­ti­cu­liers, si les prix de l’électricité aug­mentent pour finan­cer les surin­ves­tis­se­ments, feront face à une perte de pou­voir d’achat (de 200 à 500 euros par an dans les choix 2 et 3), dans un contexte où le pou­voir d’achat est déjà contraint par les dif­fi­cul­tés éco­no­miques actuelles et à venir. Enfin, les entre­prises dont la com­pé­ti­ti­vi­té est déjà for­te­ment éro­dée risquent de perdre encore davantage.

Deux options clés

Que faire ? En pra­tique, deux options s’offrent à nous. La pre­mière est de pour­suivre une stra­té­gie car­bon free opti­mi­sée (faibles émis­sions de CO₂). Il s’agit de pour­suivre une stra­té­gie de sys­tème élec­trique très fai­ble­ment émet­teur de CO₂ (car­bon free) arti­cu­lée autour d’une pro­mo­tion de la MDE ren­table, du pro­lon­ge­ment opti­mi­sé de la durée de vie des réac­teurs nucléaires, d’un déve­lop­pe­ment des moyens EnR com­pé­ti­tifs (par exemple l’éolien ter­restre plu­tôt que l’éolien off­shore ou le photovoltaïque).

Dans ce cas, les inves­tis­se­ments et les prix sont maî­tri­sés, et le bilan CO₂ du parc élec­trique reste bas.

Il n’est pas pos­sible de conci­lier les choix les plus « ambi­tieux » sur tous les plans

La deuxième option est d’entamer une véri­table « tran­si­tion éner­gé­tique ». Il s’agit de déve­lop­per au-delà des limites de leur com­pé­ti­ti­vi­té éco­no­mique les EnR ou les mesures de MDE, et d’arrêter de façon non opti­mi­sée les réac­teurs nucléaires exis­tants. Dans ce cas, les surin­ves­tis­se­ments doivent être finan­cés par des réal­lo­ca­tions bud­gé­taires. Pour l’État, si les prix de l’électricité res­tent régu­lés à un niveau bas, il faut trou­ver d’autres marges de manœuvre d’investissement : plus d’économies ou plus de recettes dans d’autres domaines que l’électricité.

Pour les entre­prises for­te­ment consom­ma­trices d’électricité, si les prix de l’électricité aug­mentent pour finan­cer les inves­tis­se­ments, il faut trou­ver de nou­veaux leviers de com­pé­ti­ti­vi­té : nou­velles tech­no­lo­gies plus effi­caces, réduc­tion du coût du tra­vail, etc. (Sinon, y aura-t-il alors un risque encore accru de délo­ca­li­sa­tion industrielle ?)

Enfin, pour les par­ti­cu­liers, si les prix de l’électricité aug­mentent pour finan­cer les inves­tis­se­ments, il faut réal­louer les dépenses des ménages.

Dilemme

Dans ce cas, il fau­dra aus­si trou­ver d’autres leviers de réduc­tion des émis­sions de CO₂ (car le bilan CO₂ du parc élec­trique pour­rait bien aug­men­ter) : moins de trans­port à car­bu­rants fos­siles (trans­port rou­tier et aérien), moins de chauf­fage à car­bu­rants fos­siles (gaz, fioul), etc.

On ne peut plus finan­cer des choix cor­res­pon­dant à des surinvestissements

Ou renon­cer aux ambi­tions de réduc­tions des émis­sions de CO₂. Car, après tout, au-delà de l’exemplarité, les déci­sions natio­nales auront peu d’impact sur le bilan mon­dial des émis­sions de CO₂ (le seul qui compte vrai­ment dans une logique envi­ron­ne­men­tale) si les pays émer­gents en forte crois­sance (au pre­mier rang des­quels la Chine) ne relaient pas l’effort.

L’État et la col­lec­ti­vi­té natio­nale, comme toute entre­prise, doivent faire des choix. On ne pour­ra pas tout avoir dans l’évolution des moyens éner­gé­tiques en France à 2030. Il faut fixer les priorités.

Com­prendre ce qu’elles impliquent financièrement.

Et déci­der qui paiera.

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