Les coûts lisses de l'électricité

L'électricité est produite à partir d'une grande variété de technologies. Pour comparer leurs performances, les avantages et inconvénients de chacune sont agrégés dans une variable économique: le coût de production du mégawattheure. Comme toute valeur moyenne, ce coût cache de grandes disparités et conduit à des décisions politiques mal fondées économiquement.

Le bannissement des énergies fossiles

Quand le consommateur d'électricité regarde l'évolution des coûts de production du MWh au cours de la décennie écoulée (le graphique ci-joint en donne une illustration pour les USA[1]), il a du mal à comprendre pourquoi les énergies éolienne et solaire n'ont pas encore évincé les énergies fossiles du parc de production électrique, ce qui, au vu des chiffres, permettrait de réduire sa facture. De leur côté, les responsables politiques voient dans cette évolution des coûts une confirmation du bien-fondé des politiques vertes et annoncent que l'éviction des énergies fossiles est pour bientôt.

Pourtant à l'échelle de la planète, les technologies de production de l'électricité dominantes utilisent le charbon (39%) et le gaz naturel (23%), loin devant l'hydraulique (16%), le nucléaire (10%) et les énergies renouvelables (7%).[2]

Le lissage des coûts

Comment expliquer que les électriciens n'aient pas massivement adopté les techniques de production éolienne et solaire puisqu'elles coûtent maintenant beaucoup moins cher que les énergies fossiles? Et pourquoi faut-il continuer à subventionner les énergies vertes? La réponse à ces deux questions tient dans le concept de coût, très trompeur, utilisé dans le graphique. Le terme anglais, dont l'emploi s'est généralisé, est "levelized cost of energy", ou LCOE. Avec cette estimation par "lissage" ou "nivellement", le coût est calculé comme un rapport: au numérateur, on trouve la valeur actualisé d'un investissement et de toutes les dépenses qu'il va déclencher jusqu'à son déclassement (combustible, quotas d'émission, maintenance, réparations, traitement des déchets, démantèlement, etc.); au dénominateur, on place la production totale actualisée prévue sur la durée de vie de l'équipement.[3]

Cette mesure du coût du MWh ne devrait pas être employée pour les énergies dont la production n'est pas contrôlable, comme l’éolien et le solaire, car elle ne tient pas suffisamment compte des calendriers de production. Dans le calcul, le temps n'intervient que par le facteur d'actualisation des flux, donc l'âge de l'opération. Par exemple, avec un taux d'actualisation annuel de 5%, les flux monétaires et physiques attendus dans 10 ans ne comptent aujourd'hui que pour la moitié de leur valeur future.[4] En revanche, la date exacte à laquelle est répertorié chacun des flux ne joue aucun rôle. Ainsi, pour le photovoltaïque, le fait que les MWh produits soient tous regroupés en milieu de journée n'influence pas leur coût. Pour une installation donnée située en un lieu donné, si les MWh étaient répartis uniformément au long de la journée au lieu d'être concentrés autour du midi solaire, leur LCOE aurait exactement la même valeur.

Le lissage par le stockage

La date à laquelle est fournie l'énergie est un élément essentiel de quantification de son coût. Les conditions de production (donc le coût) d'un MWh dans une centrale au charbon sont peu différents à midi et à minuit, au mois d'août et au mois de décembre, du moment que l'opérateur de la centrale a pris soin de stocker du charbon. Ce n'est vrai ni des MWh éoliens, ni des MWh photovoltaïques puisque les flux d'énergie primaires échappent au contrôle de l'exploitant. Donc le coût variable de production du MWh renouvelable est nul (mais pour un volume non garanti) quand le soleil brille et que le vent souffle mais il est infini la nuit et par temps de pétole. Il y a plusieurs façons de résoudre cette pénurie d'énergies renouvelables à certaines dates: l'adaptabilité de la consommation aux cycles naturels (notamment par des signaux de prix), l'importation d'énergie venant de zones ou de pays dont les conditions de production demeurent favorables lorsqu’elles ne le sont pas chez nous (elles sont corrélées négativement), et le recours à des sources de production (fossiles) dont le démarrage et l'arrêt sont contrôlables. Mais, comme le savent bien les industriels, les commerçants, et les ménages au moment où ils font leurs emplettes dans un supermarché, il y a une autre solution technique à l'intermittence: le stockage.

Bien sûr, l'électricité n'est pas encore directement stockable en l'état. Mais les industriels développent des méthodes indirectes, notamment sous forme d'énergies gravitaire (STEP), chimique (batteries), cinétique (volants d'inertie), gazeuse (hydrogène, méthane de synthèse) ou calorique (centrales solaires, ballons d'eau chaude).

Quelle que soit la solution adoptée pour pallier l'intermittence, elle a un coût. Or celui-ci n'est pas inclus dans le calcul du LCOE. Par exemple, à l'échelle d'un micro réseau photovoltaïque, le coût de production d'un kWh solaire livrable à minuit est celui du panneau qui produit en milieu de journée, augmenté du coût de la batterie installée pour transporter ce kWh de midi jusqu'à minuit.[5]

A l'échelle d'un réseau national ou continental, c'est plutôt l'énergie importée et celle produite dans des centrales dispatchables qui viendront suppléer les sources renouvelables lorsqu’elles ne sont pas disponibles. Cet ensemble, centrales + réseau, sert donc de garantie d'approvisionnement, et son coût doit se refléter dans le coût des énergies renouvelables.

La rentabilité des énergies intermittentes

Si le LCOE reflétait le vrai coût des énergies intermittentes, il ne serait plus nécessaire de leur verser des primes ou des tarifs d'achat administrés. Grâce à leur faible coût, elles supplanteraient les autres énergies sur les marchés de gros et dans les contrats de fourniture, et dégageraient des bénéfices. Pourtant, en 2018, la Contribution au Service Public de l'Electricité payée par les consommateurs français (22,5€/MWh) va permettre de verser 2,9 milliards d'euros aux producteurs d'énergie photovoltaïque et 1,5 milliards aux propriétaires d'éoliennes.[6] Il en est ainsi parce que le vent et le soleil ne font pas un calcul économique qui permettrait aux exploitants d'empocher les prix élevés de l'énergie aux périodes de pointe. Parfois, leur production tombe au bon moment. Ainsi, les états du sud des USA voient leur demande d'électricité atteindre son maximum en été pour l'air climatisé, quand le soleil produit le plus, ce qui génère des revenus élevés pour les exploitants de fermes solaires. Mais dans l'Union européenne la demande maximum d'électricité est plutôt en hiver, quand le soleil est couché. Et les panneaux PV donnent leur production maximum en été, alors que la demande des vacanciers est faible. Ces ventes à contretemps ne génèrent pas suffisamment de revenus pour que les énergies renouvelables se passent de subventions ou de primes pour compléter les prix du marché.[7]

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Le LCOE est un concept de coût utile quand on veut comparer des technologies aux profils temporels identiques, par exemple plusieurs types de panneaux photovoltaïques. Mais l'unité vraiment pertinente s'agissant de l'électricité n'est pas le MWh produit, c'est le MWh livré en un lieu donné à une date donnée. La crédibilité des engagements à réaliser de telles livraisons s'accommode mal de l'intermittence des énergies renouvelables prises isolément. Il faut donc ajouter au LCOE des éléments dynamiques et stochastiques tirés des coûts des technologies complémentaires nécessaires pour garantir l'offre d'électricité à partir de sources intermittentes.