Question n°299
Les coûts complets de l'insertion des ENRis dans le réseau
, leQuel est le coût complet pour la collectivité nationale du développement des ENRs intermittentes ?
Parmi les questions à débattre, les participants à l'atelier préparatoire du 17 janvier avaient retenu les suivantes :
Que va coûter la transition énergétique ? Qui va payer ? Quels emplois peuvent être créés ?
Questions d'autant plus légitimes que l'information du public sur la PPE est l'un des trois objectifs du débat, tels que définis par la CNDP elle-même. Questions d'autant plus importantes que l'opinion – régulièrement invitée à se prononcer sur la Transition Energétique – est le plus souvent laissée dans l'ignorance de cette problématique.
Ce coût va en effet bien au-delà du coût d'achat et d'installation des éoliennes et des panneaux solaires. Plusieurs composantes de ce coût devraient être prises en considération et dans la mesure du possible, être chiffrées, par exemple celles-ci :
- Le coût de l'obligation d'achat et de son substitut, le complément de rémunération ;
- Le maintien en fonctionnement de moyens de production permettant de pallier les conséquences de l'intermittence, notamment la perte de valeur du parc nucléaire ;
- Le stockage de masse, notamment le stockage inter-saisonnier ;
- Le coût en investissement. Pour fixer les idées : 84 GW d'éolien et de solaire sont nécessaires pour produire autant d'énergie que 20 GW de nucléaire :
- Les nouveaux défis que doivent relever les gestionnaires du réseau pour en maintenir la stabilité ;
- Les dépenses fiscales, par exemple l'exonération de l'IRPP pour l'électricité envoyée sur le réseau par les auto-consommateurs qui disposent de surplus de production ;
Quant à l'emploi, il faut savoir que la construction de panneaux solaires a pratiquement disparu d'Europe et que, de ce fait, la majorité des emplois créés en France par le solaire sont ceux – éphémères – du montage ; reste la seule maintenance qui ne représente qu'une faible fraction du total. Quant aux parties nobles des éoliennes terrestres (rotors...) elles ne sont pas fabriquées en France.
Le contexte est aujourd'hui radicalement différent de ce qu'il pouvait être lors du démarrage du programme électronucléaire français : il est ici bien tard, les places sont déjà prises et la compétition est féroce.
Nous vous remercions de votre contribution qui nourrit notre réflexion pour l’élaboration de la Programmation pluriannuelle de l’énergie.
Les impacts macro-économiques de la Programmation pluriannuelle de l’énergie ont été modélisés à l’aide du modèle Three-ME[1], conjointement par l’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie (ADEME), l’Observatoire français des conjonctures économiques (OFCE) et la Direction générale de l’énergie et du climat (DGEC). Les effets de la Programmation pluriannuelle de l’énergie sur l’économie française dépendent :
- de l’effet de la baisse de la demande d’énergie sur la balance commerciale ;
- de la réduction de la production d’énergie ;
- de l’influence des prix de l’énergie sur les investissements d’efficacité énergétique et leur rentabilité ;
- de la modification des imports/exports des diverses filières ;
- des effets de la hausse du coût unitaire de production des entreprises sur les prix et la demande interne et externe ;
- des modalités de la redistribution des recettes fiscales environnementales ;
- de la variation de l’emploi.
L’impact de la Programmation pluriannuelle de l’énergie sur l’économie française est comparé à un scénario tendanciel de ce qui se serait passé sans la Programmation pluriannuelle de l’énergie. En 2030, la Programmation pluriannuelle de l’énergie de 2016 devrait avoir pour effet :
- d’augmenter le PIB de 1,1 % ;
- de créer 280 000 emplois supplémentaires ;
- d’augmenter le revenu disponible brut des ménages de 23 milliards d’euros (de 32 milliards d’euros en 2023) ;
- d’augmenter la valeur ajoutée dans l’industrie de 0,7 %.
Concernant plus particulièrement les énergies renouvelables intermittentes, les différentes évaluations des coûts de production de l’électricité montrent que, grâce notamment aux efforts menés dans la recherche et le développement et aux effets d’industrialisation, les technologies renouvelables qui se développent à grande échelle deviennent de plus en plus compétitives et que des objectifs ambitieux pour leur développement peuvent être atteints à un coût maîtrisé. La baisse des coûts de production sur le marché mondial est entraînée par la croissance importante des nouvelles installations à base de renouvelables. C’est particulièrement le cas pour le photovoltaïque et l’éolien, comme le montre le graphique ci-dessous.
En France, pour le photovoltaïque, le prix moyen proposé par les lauréats de la dernière période de candidature est de 85 €/MWh pour les installations sur bâtiments, contre 106,7 €/MWh début 2017 et 135,6 €/MWh en 2015. En 2030, le coût de production du photovoltaïque au sol devrait être compris entre 40 et 50 €/MWh et le coût du photovoltaïque sur bâtiment compris entre 60 et 70€/MWh.
Pour l'éolien, le tarif d’achat de l’électricité produite par les parcs de moins de 6 éoliennes et de moins de 3 MW de puissance unitaire est actuellement compris entre 72 à 74 €/MWh, ce dispositif inclut par ailleurs un système de plafonnement de la rémunération. Le prix moyen proposé par les lauréats de la première période de candidature à l'appel d'offres éolien terrestre, destiné aux plus grandes installations, est de 65,9 €/MWh.
Comme vous l’indiquez, le coût des énergies renouvelables à grande échelle doit aussi prendre en compte, en raison du caractère décentralisé et de l’intermittence de certaines filières, un coût supplémentaire lié à l’adaptation des réseaux et à une évolution des modes de gestion du système en nécessitant plus de flexibilité. L’Agence internationale de l’énergie considère que les besoins d’évolution du réseau, à partir de 45 % d’énergies non pilotables, augmentent les coûts de réseau d’un ordre de grandeur compris entre 12 % et 40 % des coûts de production.
À de hauts niveaux d’intégration, le pilotage de la demande doit être actionné avec par exemple des « compteurs intelligents » et d’autres formes de flexibilité que vous évoquez comme le stockage d’électricité à grande échelle qui est en train de devenir une réalité technologique. Il permet d’équilibrer la production et la consommation en stockant de l’électricité lorsque la consommation est faible et à l’inverse, lors d’une consommation plus forte, il rend de l’électricité au réseau. Le développement du stockage d’électricité devrait aider à gérer un réseau comportant davantage d’énergies renouvelables dont la production dépend des conditions de climat (vent, ensoleillement…).
Cependant, les moyens de stockage décentralisés présentent encore un coût d’investissement élevé qui ne permet pas leur rentabilité en métropole continentale. Le coût des batteries baisse toutefois rapidement, en même temps que le développement des énergies renouvelables. C’est pourquoi la Programmation pluriannuelle de l’énergie prévoit d’accompagner le développement des systèmes de stockage.
La révision de la programmation pluriannuelle de l’énergie fera l’objet d’une étude d’impact qui étudiera notamment la mobilisation des finances publiques à déployer pour respecter les objectifs qui seront définis. Tous ces chiffres seront intégrés dans la PPE.
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[1] Toutes les informations concernant le modèle se trouvent sur le site : http://threeme.org/
Coût de l'insertion des ENRi dans le réseau
Nous avons pris comme exemple les scénarios proposés par RTE qui sont supposés traiter correctement cette question et visent à réduire la part du nucléaire à 50% et portent la part des ENRi à 40%. Notre traitement et nos résultats sont exposés dans le point de vue 183 (https://ppe.debatpublic.fr/surcouts-scenarios-rte). Les surcoûts annuels par rapport à la situation actuelle vont de 25 à 85%, soit des surcoût annuels par foyer compris entre 350 et 850 euros