Prospective énergétique: quelles méthodes pour quels résultats?

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1 Centre de Recherche en Economie et Droit de l Energie Prospective énergétique: quelles méthodes pour quels résultats? Jacques PERCEBOIS Directeur du CREDEN Professeur à l Université de Montpellier I jacques.percebois@univ-montp1.fr CEA colloque Itésé 11 juin2012

2 SOMMAIRE I. Comment regarder le long terme avec les yeux du court terme? II. Quels critères de choix faut-il privilégier? III. Comment tenir compte des risques? IV. Comment assurer la cohérence intertemporelle des choix?

3 I Comment regarder le long terme avec les yeux du court terme? (1/2) 1) Anticiper 2050 en 2012 c est comme anticiper 2012 en 1972! Les anticipations gouvernent les choix. «Le futur m intéresse parce que c est là que je vais passer le reste de ma vie»(woody Allen) 2) Les petits faits inexpliqués contiennent toujours de quoi renverser toutes les explications des grands faits! 3) H.S. Fleming avait très bien anticipé en 1910 la consommation d énergie primaire des Etats-Unis de 1950 à 1,5% d écart près mais il s était trompé sur un point: il n avait pas prévu que le charbon serait remplacé par le pétrole et avait attribué au charbon la part qui était prise en 1950 par le pétrole. «Que de choses il faut ignorer pour agir!» mais il faut néanmoins faire des paris (exemple de pari gagné: le choix nucléaire français fait en 1974 «Plan Messmer»)

4 I Comment regarder le long terme avec les yeux du court terme? (2/2) 1) Le temps de l énergie est un temps long (celui de la décision coïncide souvent avec le temps électoral qui est un temps très court) 2) L incertitude technologique est la principale incertitude et c est la principale source d erreur. L acceptabilité sociale des technologies devient une contrainte de plus en plus forte (cf mutations mal ou non anticipées: hydrocarbures non conventionnels, NTIC) (mutations qui pourraient changer la donne: le stockage à grande échelle de l électricité) 3) On a tendance à surestimer l évolution de la demande et à sous-estimer celle des prix (cela «arrange» tout le monde) (sur la base d une analyse rétrospective des prévisions faites)

5 La méthode des scénarios 4 méthodologies principales 1. Les scénarios dits de «story telling» qui ne s appuient pas sur une modélisation (on décrit le futur souvent à partir du passé que l on prolonge) 2. Les scénarios de «back casting» qui privilégient un ou plusieurs objectifs à atteindre et proposent des trajectoires pour y parvenir (vision téléologique) 3. Les scénarios de simulation du système énergétique à partir de modèles mathématiques qui assurent une cohérence technico-économique (modèles d équilibre général ou partiel) 4. Les scénarios d optimisation qui permettent de tracer des trajectoires optimales au regard de certains critères (coûts pour le consommateur, émissions de CO2 etc ) Ce sont souvent les scénarios de simulation qui sont utilisés mais éviter de construire trop de scénarios car il est probable que le futur correspondra à l un d entre eux mais cela ne permet plus de faire des choix puisque tout est possible!

6 LE PRIX INTERNATIONAL DES ENERGIES FOSSILES 2$en 1973, 12$ en 1974, 40$ en 1981, 7 $ en 1986,20$ en 2000, 50$ début 2007, 100$ début 2008, 147 $ en juillet 2008 et 40$ fin 2008, puis entre 100 et 110 $ en 2011 et 120 en 2012 (attention chiffres en monnaie courante: tenir compte de l inflation et du cours du $/euro) «Peak-oil» repoussé car fort potentiel de pétrole non conventionnel? R/P = 75 ans? Fort potentiel de gaz non conventionnel? R/P = 250 ans? Questions: 1)Comment va évoluer le prix du pétrole en longue période? (coût d exploitation à la hausse, demande asiatique ) 2) Comment va évoluer le prix du gaz? Indexation sur le prix du pétrole? Déconnexion durable? 3) Comment va évoluer le prix du charbon? 4) Quel prix pour le CO2?

7 STRUCTURE de la CONSOMMATION d ENERGIE PRIMAIRE (chiffres 2010, hors bois) MONDE ( Mtep) Gaz naturel 24% UE 27 (1 850 Mtep) Gaz naturel 24% FRANCE (266 Mtep) Gaz naturel 15% Charbon 4% Pétrole 37% Charbon 27% Pétrole 37% Charbon 18% Pétrole 32% Nucléaire 40% ENR 5% Nucléaire 7% Avec le bois, la part des énergies renouvelables passe à 10 %. ENR 7% TAUX DE DÉPENDANCE : 56 % Pétrole : 75 % importé Gaz naturel : 60 % importé Charbon : 40 % importé Nucléaire 14% ENR 9% TAUX DE DÉPENDANCE : 51 % Pétrole : 99 % importé Gaz naturel : 97% importé Charbon : 100 % importé Jacques Percebois, Automne 2010, p. 7

8 Chine USA Inde Russie Japon Allemagne Brésil France Canada Corée du Sud Monde (consommation primaire d énergie en 2010) Mtep Mtep 692 Mtep 682 Mtep 488 Mtep 330 Mtep 263 Mtep 262 Mtep 258 Mtep 249 Mtep Mtep

9 Le scénario «GAS» de l AIE (publication juin 2011 World Energy Outlook) Mais la Roadmap Européenne est beaucoup moins optimiste pour le gaz: qui a raison? La demande de gaz augmenterait de 50% d ici 2035 pour atteindre 5132 Gm3/an. Le gaz représenterait 25% de la consommation mondiale d énergie, dépassant le charbon dès 2030 (poids élevé de la Chine; la consommation de gaz chinoise, équivalente à celle de l Allemagne en 2010, serait multipliée par 6 et atteindrait celle de l U.E.) La demande de gaz serait tirée par la génération électrique (mais aussi le secteur des transports; la production d électricité représenterait 40% de la consommation mondiale de gaz contre 20% pour le résidentiel-tertiaire et 20% pour l industrie) Cela suppose un développement massif des gaz non conventionnels (24% de la production mondiale de gaz en 2035) Les combustibles fossiles représenteraient encore 74% du mix énergétique en 2035 contre 81% en Le nucléaire atteindrait 7% du mix énergétique primaire. Le solde: hydraulique et renouvelables.

10 Un «trouble-fête» mal anticipé: le gaz non conventionnel 1) Trois formes: gaz de schistes (shale gas), gaz issu du charbon (grisou ou coal bed methane), gaz «compact» (tight gas) (vers plus de 50% de la production de gaz aux USA?) 2) Deux facteurs explicatifs (progrès technique) * forage horizontal * fracturation hydraulique 3) Inconvénients: fort impact sur l environnement (eau + produits chimiques)

11 LE GAZ AUX ETATS-UNIS 1. Le prix du gaz est très bas (< 2$/MBTU contre plus de 10$ en moyenne en Europe et 17$ en Asie). Cela tient à l existence du gaz non conventionnel qui est devenu un «produit fatal» de la production de pétrole (y compris de pétrole non conventionnel) 2. Du coup le gaz se substitue au charbon pour la production d électricité 3. En conséquence l excédent de charbon est exporté ce qui fait baisser le prix du charbon sur le marché international (marché Atlantique en particulier) 4. Certains pensent que les Etats-Unis pourraient devenir exportateurs de GNL (mais cela suppose de construire des installations de liquéfaction et de nouveaux méthaniers). Si les USA retrouvent leur indépendance énergétique qui sera le gendarme du Proche-Orient? 5. Les bas prix de l énergie aux Etats-Unis (gaz, pétrole voire électricité) constituent un atout important pour attirer les industries grosses consommatrices d énergie d où une certaine relocalisation des industries de base

12 LE GAZ EN EUROPE (1/2) 1. Le prix du gaz reste élevé car le gaz importé dans le cadre de contrats à long terme est indexé sur le prix du pétrole qui reste lui aussi élevé : 12$/MBTU (1MBTU = 27,8 m3). C est vrai aussi sur le marché anglais (le RU importe aujourd hui plus de gaz qu il n en produit; le prix NBP est de 9,2$/MBTU soit 24 euros/mwh en avril 2012). La priorité est aujourd hui à la renégociation des clauses d indexation 2. Le prix du charbon-vapeur a baissé à cause des exportations américaines, russes et colombiennes 3. Le prix de l électricité sur le marché spot est bas (45 euros/mwh en base et 50 euros/mwh en pointe en avril 2012) pour deux raisons principales (surcapacité) La crise économique (baisse d la demande) La forte production d électricité éolienne (subventionnée) en Allemagne et en Espagne.

13 LE GAZ EN EUROPE (2/2) 4. Les centrales à cycles combinés à gaz sont victimes d un «effet de ciseau»: un prix de vente en baisse et un prix de revient en hausse. Elles sont parfois devenues déficitaires, en base du moins comme en Allemagne et surtout en Espagne Les CCCG ne produisent que lorsque le vent tombe et que le soleil disparait. En Espagne le facteur de charge est passé de 66% en 2004 à 23% en 2011; or ces CCCG ne sont rentables que si ce facteur dépasse 57% (soit > 5000 heures par an) Platts estime que le coût de production de l électricité en Angleterre est de l ordre de 30 à 32 euros/mwh avec une centrale à charbon (+ un prix très bas du CO2) contre 42 à 45 euros/mwh pour une centrale à gaz. D où un très fort «switching» vers le charbon au détriment du gaz (baisse de 32% de la demande de gaz pour la génération électrique début 2012 comparé à début 2011) (source Focus Gaz 27 avril 2012) 5. Ainsi aux Etats-Unis c est le bas prix du gaz qui pénalise la relance du nucléaire et compromet même la compétitivité des centrales à charbon alors qu en Europe c est le prix élevé du gaz couplé à un prix du charbon en baisse qui compromet la compétitivité des centrales à gaz. Le nucléaire amorti reste compétitif.on assiste à une relance de la construction de centrales à charbon en Europe (Allemagne) dans un contexte où le prix du CO2 est faible et les préoccupations environnementales en baisse! Mais ce qui est vrai à court terme le restera-t-il à long terme?

14 Le contexte énergétique PRIX YEAR-AHEAD en EUROPE Important décrochage entre prix de marché et prix de long terme indexé sur le pétrole à partir du mois d avril. 32 Year-ahead gas prices NBP year-ahead Zeebrugge year-ahead TTF year-ahead Long term year-ahead Henry Hub year-ahead 24 EUR/MWh Jan-09 Mar-09 May-09 Jul-09 Sep-09 Nov-09 Jan-10 Source: Argus, Platts, Nymex & Gaselys Jacques Percebois, Automne 2010, p. 14

15 STRUCTURE de la PRODUCTION d ÉLECTRICITÉ (chiffres 2010) MONDE ( TWh) UE 27 (3 370 TWh) France** (574 TWh) Gaz naturel 21% Charbon 28% Nucléaire 78% Charbon 40% ENR 2% Nucléaire 15% Hydro 16% Pétrole 6% Gaz naturel 32% Pétrole 2% Nucléaire 28% ENR* 10% Gaz naturel 3% Autres 3% Charbon 5% Hydro 11% * Y compris l hydraulique ** EDF assure 90 % de la production suivie de la CNR et d ENDESA. Jacques Percebois, Automne 2010, p. 15

16 Le contexte énergétique EUROPEAN ELECTRICITY PRODUCTION Nuclear Hydro Wind Gas Oil Coal / Brow ncoal Other EU 27 Total Nuclear Hydro Wind Gas Oil Coal / Browncoal Other EU27 power production : 3370 TWh Nuclear : 28% Coal / Browncoal : 28% Gas : 32% Source : Gaselys & CERA (2008) Jacques Percebois, Automne 2010, p. 16

17 Coût complet du kwh sortie centrale aux Etats-Unis source Mickael GREENSTONE et Adam LOONEY («The True Costs of our Energy Choices» in The Journal of the American Academy of Arts and Sciences, Spring 2012) Chiffres en centimes US $ 2010 WACC 7.8% Tonne de CO2 valorisée à 22.5 $ Certaines externalités ne sont pas comptabilisées (cf risque nucléaire) Le nucléaire en fonctionnement reste très compétitif, le charbon aussi si on ne prend pas en compte les externalités; avec les externalités le charbon devient moins compétitif que le gaz (parc existant) Mais ce sont les centrales à gaz (cycles combinés) qui sont le moyen de production le moins coûteux à construire devant le charbon puis le nucléaire si on tient pas compte des externalités; avec les externalités le nucléaire devance le charbon mais reste derrière le gaz. Les centrales nouvelles coûtent sensiblement plus cher que l existant sauf pour le gaz. L éolien on-shore se situe au niveau du nucléaire (parc en développement). Par contre l éolien off-shore et le solaire (photovoltaïque et thermique) sont encore loin de la compétitivité

18 centrales Facteur de charge (%) Coût privé Coût externe CO2 (c$/kwh) Le coût complet sortie centrale Coût externe de l électricité aux Etats-Unis (source M Greenstone hors CO2 et A Looney 2012) (c$/kwh) (c$/kwh) Coût total (c$/kwh) actuelles Charbon Gaz Nucléaire nd nouvelles Charbon Gaz Nucléaire nd Hydro nd Géotherm nd Biomasse nd Eolien (on) nd Eolien (off) nd Photov nd Solaire (th) nd

19 Coût de production de l électricité (en euros/mwh; source Cour des Comptes janvier 2012) Centrales Coût kwh sortie centrale (euros 2010) hydroélectricité 30 à 40 12,4% nucléaire 33 à 50 74,1% charbon gaz naturel 70 (avec tonne de CO2 à 20 euros) à 100 (avec tonne de CO2 à 50 euros) 80 (avec t de CO2 à 20 euros) à 90 (avec t de CO2 à 50 euros) Part dans le mix électrique de la France en ,0% 5,8% éolien terrestre 80 1,7% éolien off-shore 150 à 200 0% photovoltaïque 240 à 400 1% 19

20 Coût de production de l électricité (en euros2010 à l horizon 2030) Centrales hydroélectricité 55 Coût kwh sortie centrale (euros 2010) nucléaire charbon 43 à 75 (selon type de centrale) 70 à 100 (selon prix du CO2) gaz naturel éolien terrestre 70 éolien off-shore 110 photovoltaïque à 90 (selon prix du CO2 et le prix du spot) 20

21 II Quels critères de choix faut-il privilégier? Le bien-être collectif? Quelle fonction de bien-être? VAN collective? TRI? Le coût rendu utilisateur final? L indépendance énergétique? La sécurité? La vulnérabilité? (ne pas confondre vulnérabilité et dépendance) L impact sur la balance commerciale? L impact sur l emploi? L impact sur le tissu industriel?

22 Critères de choix (suite) La bonne démarche: la robustesse de la décision aux scénarios envisagés d où un critère de «flexibilité» dans les choix stratégiques (savoir s adapter rapidement aux mutations technologiques ou géopolitiques). Intérêt de la théorie des «options réelles» pour évaluer le coût de l irréversibilité Ne pas sous-estimer le rôle du politique (cf choix nucléaire en France) qui peut imposer des choix La contrainte de financement devient de plus en plus forte (dans un contexte de croissance économique ralentie et de déficit budgétaire). Or dans l énergie les coûts fixes ont tendance à être élevés (voire à croître)

23 Évolution en monnaie constante ( 2007) des tarifs réglementés jaunes et verts et de l investissement en France sur la période Rappel: les prix suivent (et doivent suivre) les coûts donc les investissements Production 140 à 150 Md investis sur les 50 dernières années Réseaux

24 Commande du Ministre Rapport «Energies 2050» février 2012 Analyser les différents scénarii de politique énergétique à l horizon 2030 et 2050 Concernant l électricité, faire un focus sur 4 options d offre : 1) Accélération du passage à Génération-3, voire Génération-4 du nucléaire (à 40 ans on remplace les réacteurs actuels par des EPR) 2) Prolongation de durée d exploitation du parc nucléaire existant (60 ans) 3) Réduction progressive du poids du nucléaire (à 40 ans remplacement d 1 réacteur sur deux par des EPR et d 1 réacteur sur 2 par des renouvelables ou du thermique classique) 4) Sortie complète du nucléaire (à 40 ans remplacement de tous les réacteurs par un mix ENR/fossiles) 24

25 Les scénarios étudiés dans le Rapport «Energies 2050» 8 scénarios analysés: Négawatt, Négatep, Global Chance, RTE, UFE, AREVA, CEA, DGEC/Enerdata (horizon 2030, parfois 2050; principalement axés sur le secteur électrique). Difficile de comparer les scénarios car hypothèses différentes, horizon temporel parfois différent, méthodologie différente (Intérêt de l économétrie ici?) Dans la plupart des scénarios la sortie du nucléaire se traduit par un besoin plus important d investissements avec un impact à la hausse sur le coût du kwh (sur la facture énergétique, sur les émissions de CO2 du fait d un recours accru aux énergies fossiles). Seule une très forte baisse de la consommation d énergie couplée à un recours massif aux renouvelables pourrait nuancer cette conclusion. Les critères retenus pour évaluer les 4 scénarios demandés par le Ministre: le coût complet de l électricité, les besoins d investissements, les émissions de CO2, l impact sur l emploi, la balance commerciale, la sécurité de l approvisionnement énergétique, les compétences technologiques et les défis industriels ;

26 Coûts complets de production en /MWh de l électricité HT en 2030 selon l option 100,0 90,0 80,0 70,0 60,0 50,0 40,0 30,0 20,0 10, /MWh CO2 Eolien Solaire PV ENR autres Thermique classique Nucléaire nouveau Nucléaire historique 0,0 Prolong. Nuc. Historique EPR accéléré Sortie partielle du nucléaire Sortie du nuc. ENR fort Sortie du nuc.fossile fort Source : Energies 2050 Hors dépenses de réduction de la demande et hors coûts de réseau (raccordement et renforcement) Incertitudes inhérentes à l exercice : coût des EnR, du nucléaire, du gaz, 26

27 Emissions de CO2 dues à la production d électricité en 2030 selon l option (MtCO2) 140,0 120,0 100,0 Cogénération 80,0 60,0 40,0 20,0 Moyens de pointe (TAC au Fioul) CCG (Gaz) Charbon 0,0 Prolongation du Nucléaire Historique EPR accéléré Sortie partielle du nucléaire Sortie du nucléaire ENR fort Sortie du nucléaire fossile fort Source : Energies 2050 Une partie des émissions est liée au back-up des EnR Une sortie du nucléaire rendrait très difficile le respect de l engagement «facteur 4» 27

28 Eléments à ne pas sous-estimer 1) le coût complet du kwh sortie centrale ne représente que 40% du prix TTC payé par le consommateur domestique: 35% pour les réseaux de transport et distribution et 25% pour les taxes et la CSPE (subventions aux renouvelables et péréquation spatiale des tarifs). Le niveau de la CSPE croît et devrait encore croître 2) il faut prendre en compte le coût du «back-up» pour les renouvelables (non pris en compte ici dans le Rapport). Le World Energy Outlook de l AIE (2011) a évalué le coût du «back-up» entre 5 et 25 euros/mwh: coûts de capacité de secours (3 à 5 euros/mwh), coûts d ajustement pour compenser les fluctuations de réseaux (1 à 7 euros/mwh) et coûts de raccordement et de renforcement du réseau (entre 2 et 13 euros/mwh). Rappelons qu en 2012 le prix TTC payé par le consommateur domestique français est en moyenne de 130 euros/mwh (contre 240 en Allemagne)

29 Principaux enseignements de l analyse Synthèse des 4 options Options / critères 1. Accélération du passage à la troisième génération 2. Prolongation de l'exploitation du parc actuel 3. Réduction progressive du nucléaire Coût complet de la production d'électricité 2030 Émissions de CO2 en 2030 Emplois en 2030 Sécurité énergétique de 60 à 73 /MWh ~ 25 MtCO2/an Non mesuré Stable 52 à 59 /MWh ~ 25 MtCO2/an Stable Stable de 69 à 79 /MWh Entre 30 et 50 MtCO2/an Ordre de grandeur : baisse de à Diversifiication des sources mais augmentation des importations de combustibles fossiles 4. Sortie complète du nucléaire Substitution par les énergies renouvelables Substitution par les énergies fossiles de 92 à 102 /MWh 80 à 89 /MWh ~ 45 MtCO2/an selon le backup ~ 120 MtCO2/an selon le backup En ordre de grandeur : supérieur à Possibles problèmes de sécurité sur le système électrique Augmentation des importations de combustibles fossiles 29

30 Les conclusions du Rapport «Energies 2050» 1. la prolongation de la durée de vie des réacteurs actuels est une solution de «no regret». A la perte de valeur économique due au non prolongement des 58 réacteurs potentiellement capables de produire pendant 20 ans de plus, se rajouterait un second effet puisque les réacteurs arrêtés seraient remplacés par des équipements plus coûteux (ENR et/ou fossiles). Perte totale de valeur économique : > 100 milliards d euros en monnaie actualisée (plusieurs centaines de milliards en valeur brute). Mais condition absolue: garantir la sûreté (rôle de l ASN) 2. cette prolongation permet d attendre l émergence de technologies matures (ENR, stockage de l électricité, stockage du CO2) 3. priorité à l efficacité énergétique (dans le bâtiment et les transports) ; le potentiel est important mais coûteux à valoriser (15000 à euros/logement existant pour une isolation totale) et priorité à la recherche-développement (notamment dans les renouvelables et les nouveaux réacteurs nucléaires; cf Astrid) 30

31 III Comment tenir compte des risques? Risques et incertitudes majeures: 2 choses différentes (on peut se couvrir contre certains risques, telle la volatilité des prix du pétrole, mais on a du mal à tenir compte des risques et incertitudes majeurs) 1. La principale difficulté: anticiper les mutations technologiques 2. Quelles mutations pourraient aujourd hui modifier la donne? Le stockage à grande échelle et dans des conditions économiques de l électricité, la mise au point de la fusion nucléaire.. 3. Certains risques sont probabilisables, d autres pas. Le problème c est bien sûr celui des irréversibilités (intérêt de la théorie des options réelles). Le point important c est donc le maintien d une certaine flexibilité dans les choix à long terme. Parmi les risques, le risque lié à la «régulation» n est pas négligeable (cf nationalisations dans les hydrocarbures ou décision de sortie du nucléaire) 4. Comment valoriser les externalités? Coût de la vie humaine? Coût d une région devenue inhabitable? Qui doit financer les risques? Rôle de l assurance. L Etat est toujours l assureur «en dernier ressort»

32 La sortie du nucléaire Allemand - Master EDE - 26 mars Risque lié à la régulation: l exemple allemand

33 IV Comment assurer la cohérence inter-temporelle des choix? Quel taux d actualisation? Taux de la Commission LEBEGUE: 4% jusqu à 30 ans, 2% à 3% au-delà. Le Rapport Charpin-Dessus-Pellat (2000) recommandait 6% jusqu à 30 ans et 3% au-delà. Le taux des emprunts d Etat (pris parfois comme référence) à 30 ans a diminué (de l ordre de 3% en 2011). Les grandes entreprises publiques (EDF, AREVA et le CEA) prennent un taux nominal à 5% pour les investissements à long terme (soit un taux réel de l ordre de 2,94 à 3%) Les difficultés rencontrées par le Rapport de la Cour des Comptes sur le coût du nucléaire: on met en monnaie 2010 les chiffres du passé sans actualiser (on ne tient compte que de l inflation et non du prix du temps) mais on actualise les dépenses du futur (en monnaie constante) concernant l aval du cycle. Pour le futur on tient donc compte à la fois de l inflation et du prix du temps. Autres difficultés: évaluation des coûts de démantèlement et de gestion des déchets radioactifs. Problème de l assurance tout cela a un impact sur les provisions. Pour le long terme il y a toujours une hypothèse implicite: l Etat reste l assureur en dernier ressort!

34 Quelques principes pour le choix du taux d actualisation Tenir compte de 3 effets (cf Böhm-Bawerk) -un effet d impatience (préférence pure pour le présent) -un effet de richesse (les générations futures seront plus riches) -un effet de précaution (l incertitude croit avec l horizon temporel retenu) Recommandations de la Commission Lebègue -le taux doit être unique pour garantir la cohérence entre les secteurs d activité -le taux doit être identique pour tout le secteur public (Etat, collectivités locales, entreprises publiques) -le taux doit être réel et hors prime de risque (le risque doit être appréhendé par ailleurs) Le développement durable c est de s assurer que les générations futures ne seront pas lésées du fait de notre comportement. Mais seront-elles plus riches? Faut-il être altruiste et rationnel? (vieux débat des économistes soulevé à propos de l endettement public par David RICARDO avec son théorème «d équivalence impôtemprunt».)

35 Questions actuelles à modéliser Part optimale des ENR dans le mix électrique? Coût du «back-up» lié à l intermittence à la fois sur la production et sur les réseaux? Mécanisme de prix de l électricité pour inciter aux investissements en pointe (TAG)comme en base (nucléaire et fossiles): «contrats pour différence»? Mécanisme de capacité? Quelle régulation (cf débats en Angleterre sur des prix régulés incitatifs pour développer le nucléaire et les ENR)? Subventions croisées liées à une tarification progressive de l électricité; problème de la précarité énergétique Contraintes financières (cours de l euro, taux d intérêt. Une baisse du prix du brut peut être plus que compensée par une hausse du cours du $)

36 Conclusion L éternelle question: peut-on faire confiance aux seuls mécanismes du marché pour impulser les choix énergétiques? La réponse fondée sur l expérience historique est «NON»: nécessité d une intervention publique minimale. Mais le marché envoie des incitations qui peuvent faire évoluer ces choix (l Etat peut se tromper durablement; la sanction du marché oblige à un minimum de réactivité). A l Etat la gestion du temps long, au marché la gestion du temps court? Nécessité d avoir une vision claire de la fonction de préférence collective; quelle est la priorité? L indépendance énergétique du pays? La minimisation du coût d accès à l énergie? Nécessité de disposer d un modèle macroéconomique permettant de tester les divers scénarios envisagés (pas trop complexe tout en étant complet. Type MARKAL?). Faut-il 1 modèle complet ou plusieurs modèles qui «discutent»? (cf débats lors de la Commission «Energies 2050»). Concilier les approches «bottom-up» avec les approches «top-down». Eviter absolument les modèles «boite noire» qui donnent des résultats sans expliciter les hypothèses et les processus et fournissent une fausse sécurité.