Le coût ainsi calculé est un LCOE : coût actualisé de l’électricité.

C’est grosso modo le « coût moyen en sortie d’usine du kWh produit tout au long de la vie de l’usine ». Il est calculé en intégrant toutes les dépenses en capital, opérationnelles et de carburant, pendant la durée de vie de l’usine. Ce coût total de possession est divisé par la quantité d’énergie utile fournie à la grille.

Le tableau ci-dessous résume les coûts pris en compte pour le nucléaire et l’éolien ; en vert la caractéristique la plus favorable :

La prise en compte de tous ces facteurs aboutit donc logiquement à un LCOE éolien nettement plus faible que celui du nucléaire.

Mais le LCOE ne prend pas en compte les coûts dits systémiques imposés à la grille par l’intermittence du solaire et de l’éolien. C’est tout l’intérêt de l’étude OCDE-NEA d’expliquer avec force détails et calculs comment ces coûts varient avec la proportion d’ENRi.

L’étude parvient à la conclusion que les coûts globaux de distribution de l’électricité croissent avec l’inclusion d’une part croissante d’ENRi dans la grille. Les scénarios comparés vont de 0 à 75 % d’ENRi.

Les pourcentages d’ENRi sont à comprendre en pourcentage de l’électricité produite, pas de la puissance installée. Nous verrons combien ce point est essentiel.

Dans le scénario de base, l’essentiel de la production est nucléaire. Dans le scénario 75 %, le nucléaire tombe à zéro.

Notez que tous les scénarios…

… conservent une petite part d’électricité générée par du gaz mais dans des circonstances différentes qui n’engendrent pas les mêmes coûts. Nous le verrons plus tard.

Le scénario « low cost VRE » correspond à une situation fictive où les coûts de l’éolien terrestre seraient encore divisés d’un tiers, ceux de l’éolien offshore de deux tiers, et où des mécanismes optimaux de marché alloueraient aux ENRI une « part de marché idéale », calculée à 35 %.

Ce scénario « low cost VRE » semble très irréaliste (voir en fin du thread ). Les coûts des autres scénarios sont établis à partir de technologies existantes. L’étude a modélisé un pays fictif aux caractéristiques très proches de la France, interconnecté avec des régions frontalières selon le schéma suivant : c’est donc certes une modélisation théorique mais comparable à une situation bien réelle, en l’occurrence la nôtre, et c’est bien pratique !

Et donc voici comment évoluent, selon l’étude, les coûts globaux de génération de l’électricité entre un scénario de base très nucléaire et les scénarios avec davantage d’ENRi : ils sont très nettement croissants (détail des chiffres un peu plus loin).

Nous avons avec l’Allemagne un exemple de pays avec 30 % d’ENRi qui a vu ses coûts d’électricité fortement augmenter, de 50 % en nominal et de 28 % hors inflation depuis 2006. Même si le scénario de base allemand n’est pas du tout le même (plus de fossiles)…

Cet exemple montre bien un phénomène d’accroissement des coûts corrélés avec la part des énergies renouvelables intermittentes et clairement identifiés comme tels.

L’étude (en comptant 1,1 dollar/euro) estime donc à : environ 1,8 milliard d’euros le surcoût d’une grille à 10 % d’ENRI (+5 %/scénario de base) ; environ 7,3 milliards d’euros à 30 % d’ENRi (+21 %) ; environ 13,6 milliards d’euros à 50 % d’ENRi (+42 %) ; et environ 30 milliards d’euros à 75 % d’ENRi (+95 %).

L’étude a été publiée en 2019 sur la base de chiffres 2015 à 2017. En 2020, avec 70 % de nucléaire, donc très proche du cas étudié, et consommant à peu près la même quantité d’électricité, la France a dû débourser près de 6 milliards d’euros de soutien aux ENRi avec 9 % de pénétration.

Ce chiffre est donc nettement supérieur au surcoût de 1,8 milliard chiffré par l’OCDE-NEA à 10 % d’ENRi. Je ne saurais dire quelle est la part de sous-estimation de l’étude, plutôt conservatrice dans ses hypothèses, et celle d’inefficacité négociatrice de l’État français, qui se fait peut-être gruger par le lobby ENRi, et pourrait avoir adopté un dispositif de soutien aux ENRi trop favorable par rapport aux surcoûts réels.

Les surcoûts

Même s’ils sont peut être sous-estimés, ces surcoûts sont déjà énormes.

Examinons-en la nature en commençant par le plus important d’entre eux, le profile cost , ou coût de la surcapacité.

Premier surcoût d’intégration : profile costs , coûts de la surcapacité.

Un MW installé de nucléaire coûte peut être quatre fois plus cher en investissement que le MW installé en éolien mais son facteur de charge est potentiellement quatre fois plus élevé dans un pays européen (en pratique 3,5 fois).

Voici donc toutes les capacités installées nécessaires pour satisfaire une demande électrique de 537 TWh dans les différents scénarios :

Mais ce n’est pas tout : non seulement il faut bien payer pour cette capacité redondante mais la nature du courant électrique (non stockable à coût acceptable) et la nature non pilotable du solaire et très peu pilotable de l’éolien obligent à réduire la production des autres usines lorsqu’il faut laisser passer en priorité dans la grille une production excédentaire non pilotable des ENRi.

Par conséquent, les autres usines voient leur facteur de charge réduit par les ENRi.

Vous vous souvenez que le LCOE est égal à la somme des coûts fixes et variables divisés par la production. Si vous réduisez la production, malgré la réduction des coûts variables liés au carburant, vous augmentez mécaniquement le LCOE !

Ce phénomène est déjà observé en Allemagne dont les centrales thermiques voient leur rentabilité chuter parce qu’elles doivent réduire leur production en faveur des ENRi. Mais ce surcoût serait bien pire avec des centrales nucléaires.

En effet, nous avons vu que le LCOE du nucléaire est en grande partie composé de coûts en capital. Donc l’effet d’éviction de la production sur le LCOE sera bien plus important pour une centrale nucléaire qu’avec une centrale classique.

En langage d’économiste, l’intermittence impose aux autres centrales non intermittentes une externalité négative que les mécanismes actuels de tarification des ENRi ne font pas porter aux producteurs desdites ENRi mais par des taxes sur les consommateurs finaux. En effet, les producteurs éoliens/PV sont payés au kWh produit, indépendamment que cette production survienne quand elle est utile ou quand elle ne l’est pas. Ce phénomène de profile cost est déjà expérimenté par la grille européenne de façon parfois caricaturale lorsque les gestionnaires de réseaux scandinaves doivent littéralement payer la grille allemande pour qu’elle accepte leur électricité excédentaire.

Ce phénomène de « prix de gros négatif » de l’électricité était une rareté avant l’arrivée des ENRi. L’étude note une forte augmentation du phénomène avec le déploiement des ENRi, de 56 heures en 2012 à 146 heures en 2017.

Pourquoi ? Parce que à ce moment, la demande allemande n’est pas assez élevée pour absorber cette électricité et que la grille allemande doit donc faire en sorte que les fournisseurs d’énergie pilotable classique coupent leur production => prix très bas, voire négatifs.

Enfin, quand il y a trop de capacité éolienne dans la grille, certaines éoliennes doivent être arrêtées lors des périodes de trop forte production, ce qui augmente là aussi mécaniquement leur LCOE.

En Grande-Bretagne, les coûts directement payés aux centrales (qu’elles soient éoliennes ou gaz) pour réduire leur production sont actuellement de environ un milliard de livres (1,1 milliard d’euros) et pourraient s’envoler à environ 2,6 milliards d’euros en 2026.

Les « coûts de grille » ( grid costs ) sont liés à la plus grande surface occupée par les éoliennes, donc l’augmentation du nombre de points de connexion, ainsi que des pertes par transport sur de plus longues distances lorsque le vent souffle seulement dans certaines régions.

Les « coûts d’équilibrage de la grille » ( balancing costs ) sont liés à la nécessité de conserver davantage de centrales gaz actives pour amortir les à-coups de production liés aux sautes de vent de l’éolien. Les turbines gaz tournent au ralenti et conservent ainsi une énergie cinétique suffisante pour entrer en action à quelques secondes près en cas de variation brusque de la puissance envoyée dans le réseau par l’éolien.

Une part de production par centrales gaz est conservée car en l’état actuel de la technologie, le nucléaire n’est pas un bon amortisseur de chocs, il ne peut pas faire varier sa puissance instantanément.

Cette part est quasi identique dans tous les scénarios :

Mais les auteurs notent que plus la pénétration des ENRi augmente, plus la capacité nécessaire de centrales gaz pour générer la même quantité d’énergie augmente : trois fois plus pour le scénario 75 % !

Les auteurs notent d’ailleurs que malgré ce taux de fonctionnement plus faible, le nombre de cycles démarrage-arrêt-redémarrage des centrales de Back Up en augmentera les coûts de fonctionnement et les risques d’usure prématurée.

Pire encore…

Pour des raisons technico-économiques trop longues à développer, les centrales dites « à cycle ouvert » OCGT sont préférables aux centrales à cycle fermé (CCGT) pour assurer cette fonction de Gaz Peaker de l’éolien mais elles ont l’inconvénient d’émettre 52 % de CO ₂ de plus que les centrales CCGT par MWh produit.

Ce qui m’amène à examiner l’intérêt CO ₂ des différents scénarios.

Les accords de Paris impliquent de faire passer les émissions de CO ₂ par kWh d’électricité produite de 430 g (moyenne OCDE actuelle) à 50 g. Avec 70 à 80 g selon les années, la France est déjà proche de l’objectif.

Voici les émissions de CO ₂ par kWh et par source en France selon le site @electricityMaps : le nucléaire est le plus performant, les fossiles émettent de 125 à 200 fois plus.

Hé oui, le nucléaire est plus performant que l’éolien ou le solaire. La raison en est simple : par MWh produit tout au long du cycle de vie, une centrale nucléaire utilise environ 15 fois moins de matériaux que l’éolien, matériaux qu’il faut miner, raffiner, usiner, etc.

On en déduit que n’importe quel mix qui ne comprendrait aucune électricité fossile serait en dessous de 50 g/kWh, mais qu’inclure ne serait-ce qu’un peu de fossiles peut nous faire passer au-dessus.

Illustration avec la France d’aujourd’hui …

Les fossiles (principalement le gaz) représentent 7,1 % de la puissance demandée moyenne mais 83 % des émissions liées à la production électrique sur l’année 2021.

Donc non seulement les ENRi sont un peu moins bonnes que les centrales nucléaires du point de vue du CO ₂ émis mais les scénarios à haut niveau d’ENRi imposent une augmentation des émissions des centrales gaz de backup .

Ajoutons que les grilles à « haut niveau d’ENRi » sont moins protégées par une année de « cygne noir climatique ». Si une période sans vent ni soleil plus élevée que ce que nous avons connu se matérialisait, les risques de blackout seraient plus nombreux ; et dans le scénario 75 % qui n’aurait plus de centrales nucléaires et des backups 100 % gaz, les émissions augmenteraient encore plus fortement.

Dans une autre étude l’Agence internationale de l’Énergie résume par cette excellente formule le problème posé par l’intégration massive d’ENRi dans des grilles conventionnelles ou nucléaires :

La valeur systémique des énergies renouvelables intermittentes tel que l’éolien et le solaire décroît lorsque leur part dans la production électrique augmente.

Bref, l’étude OCDE-NEA (qui colle avec les « résultats expérimentaux » de la France et de l’Allemagne) montre qu’en l’état actuel des technologies, l’inclusion d’ENRi dans un pays fortement nucléarisé n’a AUCUN intérêt ni économique ni climatique. Un gouvernement sensé devrait dire « STOP, nous n’avons pas besoin d’augmenter la part des ENRi, arrêtons tout nouveau contrat de rachat garantis aux producteurs solaires et éoliens et reconcentrons-nous sur le nucléaire qui fut notre force ces derniers 50 ans !

Mais nos dirigeants sont en train de faire tout l’inverse et devraient voter le 10 janvier prochain la catastrophique loi d’accélération du déploiement des ENR.

Les raisons de cet entêtement m’interrogent.

Vous pourriez m’opposer les objections suivantes :

L’étude est basée sur des chiffres 2015-2017, mais les ENRi ne vont-elles pas encore voir leur prix baisser ?

L’étude est celle des technologies existantes, les progrès des ENRi ne vont-ils pas changer la donne ?

Vous n’avez pas parlé du scénario low cost VRE de l’étude qui indique une baisse de coût de grille, pourquoi ?

La filière nucléaire a aussi ses problèmes, son LCOE augmente (cf twitt #7), comment vont évoluer les LCOE comparés du nucléaire et de l’éolien ?

Et le foisonnement, change-t-il la donne ?

L’étude ne considère le stockage de l’énergie produite en période de « surplus météo » que de façon marginale, pourquoi ?

Toutes ces questions (et d’autres) sont excellentes mais ce billet étant déjà trop long, elles feront l’objet d’une suite dans quelques jours !

Un billet tiré initialement du Thread de Vincent Bénard.