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Les conséquences d’un « tout renouvelable » pour la production d’électricité

Publié en ligne le 24 novembre 2019 - Environnement - Climat

Peut-on envisager une production d’électricité fondée sur 100 % d’énergies renouvelables ? Sur le terrain du coût économique, les partisans d’un tel scénario mettent en avant sa rentabilité comparée à tout autre scénario, excluant ainsi le recours au nucléaire. En réalité, derrière une controverse en apparence purement économique se cache une réalité technique (celle du système électrique) et des hypothèses parfois très contraignantes en termes de consommation et d’implications sociales.

Ce scénario rencontre actuellement un écho favorable, la mauvaise passe traversée par le nucléaire depuis l’accident de Fukushima plaidant en faveur de visions du futur dans lesquelles le nucléaire est sorti du mix électrique. Les retards de construction des premiers réacteurs de troisième génération en Europe et aux États-Unis jettent une suspicion supplémentaire sur l’économie du « nouveau nucléaire ». C’est la raison pour laquelle, grisés par l’observation des baisses radicales des coûts par kWh des énergies renouvelables intermittentes (ou énergies renouvelables à apport variable – voir encadré), les auteurs de ces scénarios recommandent un futur reposant exclusivement sur le recours massif aux énergies renouvelables (EnR) qui exclurait le nucléaire au seul regard des coûts engendrés.

Des modèles de simulations aux résultats opposés

Le moulin à eau,Meindert Hobbema (1638-1709)

Partout, même en France où existe un système électrique très peu carboné à base de nucléaire et d’hydraulique, la cible serait un mix à 100 % d’énergies renouvelables. Selon une récente analyse de l’Ademe (Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie), il y aurait même un intérêt économique certain pour la France de passer à un autre système décarboné basé sur de telles énergies d’ici 2050-2060 [1]. David Marchal, le directeur responsable de l’étude, nous prévient que  « la place très prépondérante des EnR dans le système électrique français (85 % en 2050, 95 % en 2060) est sans appel […] et le nucléaire de nouvelle génération (type EPR) n’apparaît pas compétitif ». En s’appuyant sur le même type d’outils de simulation économique, l’Agence affirmait deux ans auparavant que  « le 100 % EnR et 0 % nucléaire était moins cher que le 30 % EnR et 40 % nucléaire » [2].

Mais il y a un problème : quatre autres modèles d’optimisation de long terme du système électrique, comparables à celui utilisé par l’Ademe, ont été appliqués sur un cas similaire au système français dans son contexte européen avec des hypothèses de coût voisines (coûts bas pour les EnR, coût élevé pour le nucléaire) et ils convergent tous pour trouver des résultats très différents de ceux de l’agence française [3, 4, 5, 6]. Ils concluent que le nouveau nucléaire, même cher, bat économiquement les EnR intermittentes qui ne devraient occuper, si l’on respecte une logique économique, qu’une part limitée du mix électrique.

Énergies intermittentes, énergies pilotables et équilibre du système

Les EnR intermittentes (ou à apport variable) sont des sources d’énergie dont le niveau de production dépend de facteurs externes non maîtrisables (vent, soleil). On les oppose à des sources d’énergie dites « pilotables », dont le niveau de production peut être ajusté à tout instant (centrales thermiques – charbon, gaz, biomasse, nucléaire –, barrages hydrauliques, géothermie, etc.).

Les énergies intermittentes sont parfois appelées « énergies fatales » dans la mesure où elles ne font l’objet d’aucun ajustement autre que celui dû au vent et à l’ensoleillement et sont injectées dans le réseau électrique quoi qu’il arrive. C’est donc au reste du système électrique de s’adapter pour accueillir cette énergie tout en respectant l’indispensable équilibre production – consommation.

Ces différences incitent à comprendre la logique de ce type d’exercice qui modélise l’économie complexe des EnR intermittentes et leur concurrence avec les technologies de base pilotables. Infine ceci permet d’expliquer comment les hypothèses arbitraires de représentation du système électrique français et de son environnement déterminent les résultats singuliers trouvés par l’Ademe.

Développement « par le marché » ou par des subventions ?

Les EnR intermittentes font l’objet de nombreux dispositifs d’aides publiques qui favorisent leur développement. Mais quelle place occuperaientelles si elles se développaient uniquement « par le marché », sans aucun de ces dispositifs d’appui qui garantissent leurs revenus ?

La valeur économique que les EnR intermittentes obtiennent des marchés électriques décroît au fur et à mesure de l’installation de nouvelles capacités. Le phénomène est facile à comprendre : leur production varie en fonction des variations naturelles des vents et du soleil, elles ne suivent donc pas celles de la demande horaire. Or, la valeur économique de l’électricité est justement déterminée par la tension entre l’offre et la demande à chaque heure (rappelons que l’électricité ne se stocke pas ou peu, et que l’équilibre production-consommation est une nécessité technique). Si les producteurs d’énergies renouvelables intermittentes ont, à un moment et par la force des choses, beaucoup d’électricité à vendre par rapport à la demande, leurs offres combinées font baisser le prix des marchés horaires qui les rémunèrent. Il arrive un moment où il ne leur est plus possible de couvrir leurs coûts d’investissement.

Sans dispositif de subvention, et donc dans la seule logique économique tirée par le marché, ces EnR intermittentes resteraient confinées dans des parts de production modestes de 10 % environ ([4, 6]). Dit autrement, la valeur économique réelle de ces énergies et des services qu’elles produisent est bien plus faible que celle des centrales pilotables qui peuvent produire à pleine puissance toute l’année. Selon ces mêmes études, cette part monte à 15 % avec les possibilités de développement des stockages et du pilotage de la demande (effacements) qui permettent de rehausser cette valeur économique par des arbitrages entre périodes de prix bas dus à des productions abondantes d’EnR intermittentes et périodes de prix élevés dus à des faibles productions.

Cette baisse de la valeur de l’électricité produite par les EnR intermittentes devient très importante quand les capacités installées en éolien et en photovoltaïque dépassent la puissance demandée au moment des pointes de consommation. Lorsque les productions intermittentes mises en vente sont supérieures à la demande, les prix de marché deviennent nuls, voire négatifs. Ceci se produit pendant un nombre d’heures par an de plus en plus important, ce que montrent les modèles quand on les applique sur des politiques visant des parts de production d’EnR intermittentes de 50 %, 70 % ou plus. Ce phénomène n’a rien d’hypothétique et se produit de plus en plus fréquemment en Allemagne où les capacités actuelles en éolien et photovoltaïque (respectivement 40,7 GW et 49,6 GW) se rapprochent de la demande de pointe qui est de 100 GW environ.

Et c’est justement un des éléments surprenants de l’étude de l’Ademe : la valeur des nouvelles capacités d’EnR intermittentes ne tendrait pas à décroître au fur et à mesure de leur développement et resterait supérieure à la valeur des productions de toute nouvelle installation nucléaire. Nous avons cherché à comprendre ce fait en identifiant les hypothèses techniques sur lesquelles se base cette étude. Dans les simulations habituellement faites, pour que les EnR intermittentes se développent au-delà de ce seuil de 10 ou 15 %, il faut les subventionner par des dispositifs garantissant le revenu par MWh produit. Ce qui se fait par les tarifs d’achat ou par des contrats versant une prime ajoutée à la rémunération par le marché horaire, dont le coût est reporté sur les consommateurs. Ces scénarios ont un coût total rapidement croissant en fonction de la part de capacité installée en EnR intermittentes.

Les hypothèses du modèle Ademe

Moulin de Wijk bij Duurstede, Jacob van Ruisdael (c.1629-1682)

Ainsi, l’Ademe présente des simulations économiques qui affirment la rentabilité économique des EnR à des taux de pénétration de 85 % en 2050 et 95 % en 2060, sans recours à des dispositifs de subvention « à partir de 2030 pour le photovoltaïque au sol et 2035 pour l’éolien terrestre ». Ces résultats surprenants s’expliquent par des hypothèses que l’on peut qualifier d’héroïques qui permettent que soit maintenue la valeur économique des EnR intermittentes au-delà des seuils trouvés par les autres modèles [7].

Des consommations en décroissance ou en stagnation

La transition énergétique bas carbone implique d’électrifier les différents usages (mobilité, usages thermiques, etc.) de façon croissante dans la mesure où l’électricité est supposée produite par des sources bas carbone (nucléaire, EnR ou un mélange des deux). Le nucléaire étant pilotable, son développement ou son renouvellement n’entraîne aucune des multiples contraintes imposées par la variabilité des productions d’équipements EnR intermittentes. Mais prouver que, à l’horizon 2050, le « tout EnR » est plus économique qu’un mix nucléaireEnR est plus facile si l’on raisonne par rapport à un futur où, malgré l’électrification des usages, la demande électrique stagne. Pour cela, il faut faire des hypothèses très optimistes sur l’amélioration de l’efficacité énergétique des usages pour pouvoir tabler sur une absence de croissance de la consommation électrique, ce que fait l’Ademe dans ses deux scénarios de consommation.

Le scénario bas de l’Ademe suit  « une trajectoire [de consommation] décroissante marquée jusqu’en 2030, puis reste constante ». Il inclut des reports d’usages actuellement non électriques vers l’électricité (chauffage avec des pompes à chaleur, dix millions de véhicules électriques et hybrides rechargeables en 2050) avec une part de l’électricité dans la consommation totale d’énergie qui passera de 25 % aujourd’hui à 40 % en 2050. Le scénario haut reprend un scénario de RTE qui prévoit une légère augmentation des consommations jusqu’en 2040, et le prolonge ensuite jusqu’en 2060 en supposant un niveau constant (voir figure 1) où  « la consommation électrique pour la chaleur dans le résidentiel continue de diminuer, mais est compensée principalement par la consommation des véhicules électriques (atteignant environ 16 millions dès 2035) ».

Effacements de consommation gigantesques

Figure 1. Les hypothèses de consommation considérées dans l’étude de l’Ademe (pertes sur les réseaux de transport et de distribution incluses).

Un effacement de consommation se définit comme l’action visant à baisser temporairement son niveau de consommation par rapport à un programme prévisionnel ou une consommation estimée (article L 271-1 du code de l’énergie). L’effacement industriel consiste à arrêter un processus ou à le faire fonctionner en autoconsommation sur un moyen de production sur site. L’effacement diffus est l’agrégation de petits effacements réalisés chez des particuliers ou des professionnels [8]. Ils se traduisent, par exemple, par un report d’usage (décalage d’un lave-linge) ou par l’exploitation d’inertie de certaines applications (inertie thermique du chauffe-eau, du chauffage, etc.). L’Ademe suppose des possibilités gigantesques d’effacements de consommation dans tous les usages : 100 % pour l’eau chaude sanitaire, 75 % pour le chauffage électrique, de 38 % à 56 % pour les produits blancs (électroménager), 50 % des usages industriels, 80 % des recharges des véhicules électriques. Cela conduit à un total d’effacements possibles qui peut être estimé au bas mot à 60 GW en 2050 s’ils sont appelés de façon simultanée en cas de « trou noir » de la production des EnR, à comparer à une demande de puissance en pointe de 100-110 GW. Rappelons que RTE a estimé, pour 2017-2018, la puissance d’effacement disponible à un peu plus de 2 GW [9]. Avec une multiplication par trente, l’hypothèse de l’Ademe suppose des révolutions en termes de technologies disponibles. Ainsi, dans une étude prospective réalisée en 2017 [10], RTE ne fait état de que de 9,3 GW atteignables en 2030 par les solutions « smart grids » (incluant non seulement les effacements, mais aussi le stockage batterie et les nouvelles stations de pompage).

Import-export d’énergie adaptés

Dans ses hypothèses, l’Ademe aligne miraculeusement les possibilités d’importation et d’exportation d’électricité depuis les pays voisins sur les besoins d’équilibrage du système français grâce à des évolutions non symétriques des systèmes étrangers (avec par exemple un passage des centrales de pompage de 26 GW à 52 GW alors qu’en France, celles-ci augmenteraient au mieux d’un GW). Point important, tout ceci est permis en supposant un triplement d’ici 2050 des capacités d’interconnexion, c’est-à-dire des lignes électriques aux frontières. Cela ne tient pas compte, entre autres, des énormes contraintes d’acceptabilité sociale qui se font jour pour toute création de nouvelle ligne à très haute tension.

Nouveaux usages très hypothétiques de l’électricité

The Iron Mill in The Hague, Vincent Van Gogh (1853-1890)

Les scénarios de l’Ademe s’appuient également sur de nouveaux usages de l’électricité qui permettraient d’absorber les surplus d’électricité produits par les énergies renouvelables intermittentes et ainsi de contribuer à l’électrification globale des consommations évoquée plus haut. Citons ainsi la production de chaleur industrielle (à partir de la récupération de chaleur des processus industriels), d’hydrogène industriel et d’hydrogène pour des véhicules ad hoc (à hauteur de 55 TWh, soit 10 % de la production électrique), ou encore d’hydrogène pour produire du méthane concurrent du gaz naturel.

Des hypothèses dont la plausibilité n’a pas été évaluée

L’Ademe envisage ainsi, en 2050, une puissance installée de 95 GW d’éolien et de 80 GW de photovoltaïque pour une demande de pointe de 100 à 110 GW en 2050-2060. Mais, comme on vient de le voir, beaucoup d’hypothèses sont requises afin d’accueillir de façon économiquement rentable ce très haut niveau d’équipement à production intermittente, et rien n’assure que de tels développements puissent se réaliser d’un claquement de doigts. Pour y parvenir, il faudrait en fait un planificateur doté de moyens d’autorité considérables pour imposer ces évolutions sans préoccupation des coûts. Il faudrait aussi que se développe un système numérique de pilotage des consommations capable de commander à distance et à chaque heure les consommations en fonction des variations des vents et de l’ensoleillement et des variations de prix associées.

Une démarche de type académique aurait au moins cherché à évaluer la sensibilité des hypothèses retenues sur les effacements, les usages sur les résultats obtenus, ce qui a été fait dans les quatre autres simulations citées plus haut. Elle aurait montré que les scénarios proposés par l’Ademe coûteraient chaque année de plus en plus cher par rapport à un futur raisonnable où toutes les options bas carbone, que ce soient les énergies renouvelables intermittentes avec stockage ou le nucléaire, auraient été maintenues et auraient concouru sur des bases équitables, c’est-à-dire sans dispositif de subventions. On commence à le constater avec l’augmentation régulière de la taxe spécifique sur l’électricité (la CSPE), payée par les consommateurs pour financer le surcoût (les subventions) de la politique EnR dans l’électricité (en 2018, selon la Commission de régulation de l’énergie, le montant de ces subventions, toutes EnR confondues, s’établissait aux alentours de 5,3 milliards d’euros, contre 4,2 milliards en 2015 et 0,75 en 2010).

Le choix du mix de production électrique est un choix de société. Mais il doit être éclairé par une analyse complète des contraintes techniques et des scénarios réalistes sur le plan technologique qui conditionnent l’évaluation des coûts induits pour la société.

Références

^[1] Ademe, « Trajectoires d’évolution du mix électrique 2020-2060 », décembre 2018. Sur ademe.fr

^[2] Ademe, « Mix électrique 100 % renouvelable ? Analyses et optimisations », juin 2016. Sur ademe.fr

^[3] Hirth L, “The Optimal Share of Variable Renewables”, The Energy Journal, 2016, 36 :127-162.

^[4] AEN-OCDE, “The Costs of Decarbonisation : System Costs with High Shares of Nuclear and Renewables”, 2019. Sur oecd-nea.org

^[5] Sisternes F, Sepulveda N, “Total system costs in deep decarbonisation scenarios for a large, interconnected European country : evidence from the GenX model”, presentation to the OECD-NEA Workshop “Dealing with system costs in decarbonising electricity systems”, 22 septembre 2016.

^[6] Villavicencio M, Finon D, “The social efficiency of electricity transition policies based on renewables : which ways of improvement  ?”, Working paper, Chaire European Electricity Markets, Fondation Paris Dauphine, octobre 2018.

^[7] Fournié L et al., « Rapport sur les données utilisées dans le cadre de l’étude “Trajectoires d’évolution du mix électrique 2020 – 2060” », 2018. Sur ademe.fr

^[8] RTE, « Bilan électrique 2018 – Flexibilité et effacements ». Sur bilan-electrique-2018.rte-france.com

^[9] RTE, « L’équilibre offre-demande d’électricité pour l’hiver 2017-2018 ». Sur rte-france.com

^[10] RTE, « Réseaux électriques intelligents. Valeur économique, environnementale et déploiement d’ensemble », juin 2017.Sur rte-france.co

L’avis de l’Académie des technologies sur les scénarios de l’Ademe

[…] L’Académie des technologies, comme elle l’a déjà écrit, s’inscrit pleinement dans la politique de développement des énergies renouvelables. Elle considère que la réussite de cette politique suppose des hypothèses réalistes. C’est pourquoi elle estime que les conclusions de l’étude de l’Ademe doivent être prises avec une très grande prudence. Elles ne devraient en aucun cas servir de base à des décisions de politique publique et leur médiatisation est prématurée […].

  • L’Ademe propose le développement d’importantes quantités de biogaz, notamment à partir d’hydrogène produit par électrolyse. Cependant on peut douter que cette stratégie soit compatible avec les contraintes propres au stockage et au transport de l’hydrogène dans le secteur gaz.
  • L’Ademe envisage une quasi-stagnation de la demande d’électricité jusqu’en 2060, malgré de nouveaux usages. Cette hypothèse est plus basse que celle retenue par la Stratégie Nationale Bas Carbone (SNBC) du ministère de l’Environnement. Sur une aussi longue période, la prise en compte d’une croissance, ne serait-ce que de 1 % par an, modifierait radicalement les résultats. Malgré ces hypothèses basses sur la demande, les trajectoires de l’Ademe n’assurent pas la neutralité carbone en 2050 – ce qui est pourtant un objectif gouvernemental – ni même en 2060. À cet horizon, [ces trajectoires] requièrent des importations significatives d’électricité pour pallier les aléas du soleil et du vent. Mais les pays limitrophes seront soumis à des conditions météorologiques analogues, et ils ne seront pas en mesure de garantir les besoins français d’électricité.
  • Les coûts induits sur le secteur gaz par le mix électrique envisagé ne sont pas présentés. L’Ademe fonde à tort ses conclusions sur la seule économie de l’électricité, sans prendre en compte les nécessaires [coûts] du secteur gaz […].
  • Certaines perspectives d’évolution des coûts d’investissement des énergies renouvelables sont surestimées par l’Ademe ; par exemple des baisses encore très significatives de l’éolien terrestre – technologie mature – sont peu probables.
  • L’Ademe ne semble pas prendre en compte de manière réaliste deux difficultés d’un système électrique fondé sur une proportion importante d’énergies intermittentes : la garantie du synchronisme (c’est-à-dire l’ajustement instantané entre production et demande d’électricité) – clef de la stabilité du réseau – et l’ajustement aux variations rapides et fréquentes de la charge. L’Ademe convient que  « des analyses supplémentaires seraient nécessaires » […].

La transition énergétique va mobiliser des centaines de milliards d’euros ; elle est porteuse de changements majeurs pour les générations futures. Ce serait une erreur de fonder cette transition sur des hypothèses techniques et économiques erronées tant sur les filières de production (renouvelables, nucléaire) que sur le système énergétique global, en négligeant les acquis de la France dont l’électricité est déjà essentiellement décarbonée au profit de solutions hypothétiques et aléatoires. Les orientations proposées par l’Ademe sont risquées.

29 janvier 2019.

Texte complet sur academie-technologies.fr


Thème : Environnement

Mots-clés : Climat

Publié dans le n° 329 de la revue


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L' auteur

Dominique Finon

Chercheur associé au Cired (CNRS et Ponts-ParisTech) et à la chaire European Energy Markets de l’université (...)

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