Les conclusions de la Commission «Energies 2050»

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1 Centre de Recherche en Economie et Droit de l Energie Les conclusions de la Commission «Energies 2050» Jacques PERCEBOIS Directeur du CREDEN Professeur à l Université de Montpellier I AFTP Paris 10 octobre 2012

2 Quelle transition énergétique? Plusieurs approches de la «transition énergétique» 1) sortir de la dépendance à l égard des «fossiles»? Priorité à une économie «décarbonée» 2) sortir du nucléaire? Priorité aux renouvelables et accessoirement aux fossiles 3) sortir des «fossiles» ET du nucléaire? Priorité aux renouvelables (et forte incitation aux économies d énergie) 4) utiliser toutes les énergies (fossiles, nucléaire, renouvelables) mais opter pour un mix diversifié

3 Structure de la consommation d énergie finale en France en 2010 (60% de la consommation primaire) Structure par secteur consommateur: Secteur domestique et tertiaire: 43% Secteur des transports: 31% Secteur industriel et agricole: 26% Structure par type d énergie: Produits pétroliers: 49% Electricité: 22% Gaz naturel: 21% Enr et déchets (bois): 7% Charbon: 4%

4 Commande du Ministre (octobre 2011) Rapport «Energies 2050» remis en 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) 4

5 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. 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»)

6 Comment regarder le long terme avec les yeux du court terme? (2/2) 4) 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) 5) 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) 6) 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)

7 Contexte énergétique mondial selon le Rapport «Energies 2050» Demande énergétique mondiale qui se maintient en forte croissance Sous l effet de la croissance démographique et économique : doublement possible à l horizon 2050 Les pays émergents «tirent» cette croissance : La Chine est le premier marché mondial de l énergie, en forte croissance : son approvisionnement repose aujourd hui majoritairement sur le charbon (2/3) ; Montée en puissance du gaz probable L Inde suit et pourrait dépasser la Chine avant 2050, du fait de sa croissance démographique dynamique 75% de l offre énergétique proviendra encore des énergies fossiles en 2030 Cette tendance n est pas soutenable (environnement et sécurité d approvisionnement) Pas de gros problème de réserves mais incertitudes sur les prix et la capacité à financer des investissements importants en infrastructures La contrainte climatique imposera avant la contrainte de ressources d évoluer vers une économie en partie décarbonée (mais la contrainte sociale liée à la précarité énergétique va devenir forte) 7

8 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.

9 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% 9

10 Plusieurs approches du coût du MWh nucléaire Approches Coût du nouveau nucléaire (génération 3, EPR) (estimation sur la base de prototypes) Coût courant économique (y compris investissements de jouvence pour prolongation) (génération 2, PWR) Coût courant économique (sans investissements de jouvence pour prolongation) (génération 2, PWR) ARENH (coût pour EDF tenant compte des investissements de jouvence mais aussi du capital déjà amorti et récupéré par les tarifs) (génération 2, PWR) Euros/MWH (Cour des Comptes) 49.5 (Cour des Comptes) (Champsaur)

11 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, 11

12 Prolongation du Nucléaire Historique EPR accéléré Sortie partielle du nucléaire Sortie du nucléaire ENR fort Sortie du nucléaire fossile fort 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 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» 12

13 Les 4 scénarios analysés Impacts/ Scénarios principe Coût électricité 2030 (coût production seul) Émissions CO2 en 2030 Impacts macroécono miques Observation s 1Prolongation du parc actuel Exploitation durant 60 ans 52 à 59 euros/mwh (nucléaire entre 35 et 43 euros/mwh) 20 MtCO2/an Maintien de la compétitivité du kwh Coûts de jouvence: 55 milliards d euros cumulés sur les 15 prochaines années Parc renouvelé à partir de Accélération passage Génération 3 A 40 ans on remplace par des EPR 60 à 73 euros/mwh ( EPR entre 55 et 75 euros/mwh) 20 MtCO2/an Surcoût donc pertes d emplois induits Potentiel exportation EPR Défi: construction de 2 EPR /an entre 2020 et 2030 Faible surcoût (10 à 12 milliards/ cas 1) 3Réduction progressive part du nucléaire A 40 ans remplacement de 1 réacteur sur 2 par des EPR et 1 sur 2 par un mix ENR /fossiles 69 à 79 euros/mwh > 30 MtCO2/an -0,6% du PIB à emplois (induits principalement) Perte de valeur économique Prévoir plus d interconnexions avec les pays voisins 4Sortie complète du nucléaire A 40 ans remplacement de tous les réacteurs par un mix ENR/fossiles 92 à 102 euros/mwh si ENR et 80 à 89 euros/mwh si fossiles 30 MtCO2/an si ENR et 110 MtCO2/an si fossiles -0,9% PIB emplois + Problème intermittence ENR + importations de gaz Idem cas 3 (perte de valeur estimée à 100 milliards euros sur en valeur actualisée ; + en valeur brute) Prévoir des coûts de réseaux additionnels

14 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)

15 Disponibilité des ENR (sur la base des observations de septembre à mars en Europe) source «Sauvons le climat» 15

16 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) 16

17 Incertitudes liées au rôle du gaz naturel en Europe 1. Les centrales à cycles combinés à gaz sont victimes d un «effet de ciseau»: -un prix de vente en baisse ( ceci est dû à la crise mais aussi en partie aux renouvelables qui ont un prix nul sur le spot car achetées hors marché), -et un prix de revient en hausse en raison de l indexation du prix du gaz sur le prix du pétrole. -De plus elles sont concurrencées par les centrales thermiques au charbon dont le prix baisse du fait des excédents américains de charbon (raison: la pénétration du gaz non conventionnel dans la production d électricité). Le tout dans un contexte où le prix de la tonne de CO2 demeure faible (7 euros) Aux Etats-Unis le gaz de schiste chasse le charbon qui chasse le gaz conventionnel en Europe. Faut-il dès lors exclure durablement l option gaz de schiste en Europe?

18 Incertitudes liées au rôle du gaz naturel en Europe 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) 2. 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.mais le système des «feed-in tariffs» pour l éolien et le photovoltaïque engendre des effets pervers

19 Incertitudes liées aux prix de l électricité Les prix spot de l électricité ne reflètent pas toujours les coûts marginaux en raison de la priorité donnée aux énergies renouvelables «fatales» (éolien), surtout en pointe (certes tenir compte aussi de la crise économique qui explique certaines évolutions) Le différentiel entre le prix aux heures de pointe et le prix aux heures creuses sur le spot est insuffisant pour rentabiliser certaines technologies de stockage (notamment les «STEPS») D où un mécanisme de capacité qui obligera les fournisseurs à prévoir les capacités de puissance correspondant à la consommation de leurs clients et/ou à détenir un portefeuille de clients effaçables (la proposition du Député F. BROTTES visant à privilégier les effacements est une excellente chose) Les projets de tarification progressive de l électricité (proposition du Député F. BROTTES adoptée par l Assemblée Nationale le 4 octobre) risquent de déconnecter les prix payés par le consommateur des coûts marginaux (la première tranche de consommation est souvent celle qui correspond à des usages aux heures de pointe); nécessité d éviter certains effets pervers

20 Costs Costs D 1 D 1 Wind P 1 * Gas Gas Coal P 2 * Coal Nuclear Nuclear Hydro Hydro Wind 0 Q 1 * kwh 0 Q 1 * kwh Market price WITHOUT feed-in-tariffs system (Q 1 *; P 1 *) Market price WITH feed-in-tariffs system (Q 1 *; P 2 *<P 1 *)

21 Conclusion Le prix de l énergie est un facteur potentiel de compétitivité, que ce soit le prix du kwh ou celui du pétrole et du gaz (cf ce qui se passe au USA où on assiste à un processus de reindustrialisation grâce au gaz de schiste) La France a la chance de bénéficier d un prix du kwh compétitif, grâce au nucléaire; ne pas se priver de cette chance La France a peut-être aussi la chance de pouvoir demain bénéficier d un potentiel important de gaz de schiste; ne pas en faire un tabou mais essayer d en faire un atout.