100 % renouvelable, à quel coût ?

Dans son étude « 100 % renouvelable en 2050 », l’ADEME cherche à démontrer qu’en 2050 il sera possible de se passer, au moins dans le secteur de la production électrique, du recours aux énergies fossiles et au nucléaire. De plus, selon l’ADEME, ce résultat devrait être économiquement acceptable.

C’est ainsi que le coût du MWh dans le scénario « 100 % renouvelable » est annoncé à 65 euros quand celui du scénario « 40 % renouvelable (50 % nucléaire) » affiche le MWh à 71 euros. Ce résultat est obtenu grâce à une décroissance considérable du coût du mix renouvelable passant de 117 euros en 2010 à 76 euros en 2050. Inversement, le coût du nucléaire passerait de 45 euros en 2010 (tarif ARENH) à 80 euros en 2050.

Nous montrons que les coûts des renouvelables affichés par l’ADEME dans son scénario 100 % renouvelable sont fortement sous-estimés : notre évaluation du coût du mix renouvelable le situe entre 91 et 111 €/MWh, quand nous estimons celui du scénario 40 % renouvelable à 64 €/MWh.

La structuration du scénario de l’ADEME

Grâce à des fuites discrètement organisées dans la presse, « Sauvons le Climat » a pu prendre connaissance du scénario de l’ADEME « Vers un Mix électrique 100 % renouvelable en 2050 ». Le texte publié ne donne pas beaucoup de détails sur les calculs qui sont, comprenons-nous, donnés dans d’autres documents auxquels nous n’avons pas eu accès. Nous avons donc dû faire un travail de détective au long des 119 pages du rapport révélé par Mediapart pour comprendre comment les coûts annoncés pouvaient avoir été obtenus. Cette procédure n’exclut pas la possibilité d’inexactitudes, mais il est possible et souhaitable que notre travail incitera l’ADEME à donner les précisions permettant de poursuivre une analyse critique plus approfondie de ses hypothèses et extrapolations.

Le premier pari discutable de l’ADEME est de supposer des évolutions très optimistes du coût des productions renouvelables éoliennes et photovoltaïques. Si on utilise les coûts 2010 de ces productions, le coût de la production d’électricité du scénario de l’ADEME atteindrait 109 €/MWh hors stockage, c’est-à-dire que l’ADEME fait l’hypothèse d’une baisse du coût de l’énergie de 47 % en 35 ans. Le détail les évolutions entre 2010 et 2050 est indiqué dans le Tableau 1.

Des coûts discutables

Photovoltaïque (PV) sur toiture

On estime que les cellules PV représentent actuellement environ 1/3 du coût total de 260 €/MWh, soit 87 €/MWh. La rapide décroissance du coût des cellules PV observée sur ces 20 dernières années est due pour partie, aux progrès technologiques (passage du monocristallin au polycristallin, par exemple). 

Mais la partie essentielle de cette décroissance est due à l’irruption de la Chine sur le marché. Un tel évènement ne se reproduira pas. On supposera toutefois, de façon optimiste, une réduction d’un facteur 3 de cette part en 2050, soit un coût des cellules PV de 29  €/MW.

La partie restante, essentiellement mécanique (assemblage des modules, pose, raccordement, mais aussi régulation et conversion de puissance) de 173 €/MWh est supposée baisser de 30 %, soit 121 €/MWh.

Au total, nous obtenons un coût du photovoltaïque sur toiture de 150 €/MWh au lieu de 85 €/MWh dans les projections de l’ADEME (280 €/MWh en 2010).

Photovoltaïque au sol

En 2010, le coût de l’électricité photovoltaïque produite par des modules posés au sol était de 190 €/MWh. On suppose la même contribution des cellules, soit 87 €/MWh. La partie mécanique est alors de 103 €/MWh.

La partie cellule devient 29 €/MWh et la partie fixe est ramenée à 72 €/MWh.

Au total, nous retenons un coût de 101 €/MWh au lieu de 60 €/MWh pour l’ADEME (190 €/MWh en 2010).

Eolien au sol

Partant d’un coût actuel de 82 €/MWh, l’ADEME prédit 65 €/MWh. Cette évolution nous paraît raisonnable. Toutefois, l’augmentation de 30 % du temps de fonctionnement à pleine puissance pour les éoliennes de nouvelle génération nous semble hasardeuse (les emplacements les plus exposés aux vents et au meilleur rendement sont déjà occupés). Par ailleurs, l’importance de la puissance installée (la production annuelle est accrue d’un facteur 18 par rapport à 2014 et fait appel à 75 % du gisement éolien total) pose clairement le problème de l’importance des territoires concernés. 

Eolien en mer

En 2010, les résultats des appels d’offre de l’éolien en mer étaient à plus de 220 €/MWh.

La différence de coût entre éolien en mer et éolien à terre reflète les difficultés de l’environnement marin pour la construction des  fondations sous-marines (éoliennes et réseau électrique) ainsi que la rudesse des conditions des interventions de maintenance. La différence entre les deux systèmes dépassait 140 €/MWh en 2010. L’ADEME envisage de la ramener à 15 €/MWh. Une telle réduction ne nous semble pas crédible. Nous estimons qu’une différence ramenée à 85 €/MWh  serait plus raisonnable, bien qu’optimiste. Le coût total serait donc de 150 €/MWh. De plus, les efficacités supposées frôlent les 50 % alors que toutes les données des parcs off-shore déjà réalisés (hors Mer du Nord) conduisent plutôt à une efficacité proche de 30 % (exemple du parc off-shore d’E-ON en Ecosse).

Les surestimations de rendement de l’éolien terrestre ou marin sont bien sûr problématiques, puisque l’éolien assurerait à lui seul plus de la moitié des besoins. Elles expliquent pourquoi la puissance totale installée ne serait augmentée que de 55 % par rapport à la puissance totale installée aujourd’hui pour la production électrique. Bien sûr, ce pourcentage croît fortement si les rendements supposés ne sont pas atteints. 

Stockage

Les énergies renouvelables intermittentes ont des propriétés telles que leur production peut tomber à un niveau très bas par rapport aux besoins. Inversement, si elles fournissent une part importante de la production annuelle totale, dans les conditions favorables, elles fournissent plus que les besoins. Or, s’agissant d’énergie électrique, la production doit égaler la consommation à tout instant. Il est alors nécessaire de stocker les surplus pour recourir à un déstockage lors des épisodes de faible production. 

L’ADEME prévoit trois formes de stockage :

• Le stockage de court-terme fait appel à des batteries ou des cycles de compression-dépression de l’air. Les durées de stockage sont de quelques heures. Ces systèmes sont particulièrement adaptés à la production photovoltaïque. L’ADEME envisage de déstocker 22 TWh/an. Elle chiffre le coût de ce stockage à 58 €/MWh.

• Le stockage journalier fourni par des STEP (Station de Transfert d’Energie par Pompage) dont le coût serait, selon l’ADEME, de 46 €/MWh pour une puissance inférieure à 7 GW. Ces valeurs qui s’appuient sur l’expérience, paraissent raisonnables. Mais la puissance installée supposée par l’ADEME correspond à un accroissement significatif (la puissance des STEP au turbinage est actuellement de 4,2 GW) du nombre des STEP qu’il sera difficile de construire (compte-tenu de la saturation des sites nationaux). L’énergie stockée pour les 52 cycles annuels moyens de pompage-turbinage par STEP envisagés par l’ADEME serait de 12 TWh.

• Le stockage inter-saisonnier repose sur une première transformation d’énergie électrique en hydrogène par électrolyse puis en méthane par la réaction dite « de Sabatier », et sur une deuxième transformation par combustion du méthane qui produit de l’électricité. Le méthane peut alors être stocké l’été pour être déstocké l’hiver. L’ADEME estime un coût à 138 €/MWh pour ce type de stockage et avance un rendement de 33 % pour l’ensemble du processus. Dans ce cas, il faut bien entendu, ajouter la perte de 2MWh par MWh produit due au rendement de 33 %. L’éolien étant valorisé à 65 €/MWh, on voit que le surcoût réel du stockage est de 168+2X130=268 €/MWh. Avec un rendement plus réaliste de 20 % le surcoût réel de stockage atteindrait 528 €/MWh. Dans le scénario de référence, la puissance de déstockage inter-saisonnière est de 17 GW et l’énergie annuelle produite de 27 TWh.

Récapitulatif

Compte-tenu des quantités d’électricité déstockées, alors que le coût annuel du stockage estimé par l’ADEME est de l’ordre 5,5 milliards d’euros, nous le situons entre 11,5 et 20,3 Mds€.

Hors stockage, l’ADEME estime à 26 Mds€ le coût total de la production que nous corrigeons à 33 Mds€. En ajoutant le coût du stockage l’ADEME atteint 31,5 Mds€ alors que notre fourchette va de 44,5 à 53,5 G€.

Ramené à une production de 482,5 TWh le coût moyen est de 54 €/MWh dans le scénario de l’ADEME et 68 €/MWh après correction. En comptant le stockage, nous réévaluons l’estimation de 65 €/MWh de l’ADEME à une valeur comprise entre 93 et 111 €/MWh.

La question des réseaux

L’étude de l’ADEME repose essentiellement sur le solaire et surtout l’éolien. Elle ne prend pas en compte le fait que ces productions sont diffuses et impliquent par conséquent des modifications profondes des réseaux électriques locaux. Les variations brutales de production liées aux variations du vent et de l’ensoleillement sont totalement ignorées.

La gestion de l’intermittence : un problème sous-estimé

Le principal problème de l’étude ADEME est la façon dont est gérée la grande question de l’intermittence des énergies renouvelables éolienne et solaire : biomasse, barrages, électricité au fil de l’eau, énergies marines, solaire thermodynamique à concentration, mais surtout importations, stockage et… contraintes sur l’utilisation de l’électricité. Au total plus du tiers de la production électrique est mobilisé sous forme de stockage ou sous forme de décalage de consommation ou encore d’échange avec l’étranger.  

Les contraintes 

Il s’agit de donner aux opérateurs l’autorisation de décaler vers les heures de production solaire ou éolienne une grande partie des usages qui sont « déplaçables » : charges des batteries des véhicules automobiles, chauffage des habitations, usages dits « blancs » comme les lessives et l’utilisation de sèche-linge. Le gisement mobilisé à ce niveau (14 % de la consommation totale) est une contrainte très forte pour le citoyen et impliquera des frais d’installations électriques mal décomptés dans l’étude. Le problème de fond est que le solaire photovoltaïque n’est pas en phase avec les besoins et que le vent est aléatoire. 

L’indépendance énergétique mise à mal

La puissance de stockage du scénario de référence de l’ADEME atteint 36GW. La puissance des productions intermittentes atteint 170GW. Le seul stockage de l’électricité ne suffit pas à assurer l’équilibre entre consommation et production. Des flux d’une puissance de 10GW d’import-export sont nécessaires pour atteindre ce but. Les importations feront massivement appel à des centrales à combustibles fossiles installées à l’étranger et donc très hypocritement non prises en compte. Notons l’importance que représentent ces importations : 56TWh soit 13 % de la consommation totale du pays. L’indépendance énergétique française est donc mise à mal. Les auteurs de l’étude compensent ces importations par des exportations d’électricité renouvelable en supposant un coût global nul. Or les exportations seront menées à des heures de forte production solaire et éolienne qu’auront, au même moment, tous les pays mitoyens, alors que les importations, supposées au même prix, auront lieu à des moments de forte tension européenne (nuits froides d’hiver avec un large anticyclone sur l’Europe). L’hypothèse d’un bilan financier nul est donc clairement fausse.

La consommation électrique en forte décroissance

Selon l’ADEME, la consommation électrique est supposée décroître de 10 % (de 470 à 422 TWh) alors que la population va croître de 10 % (surplus de consommation d’environ 10 % soit 47 TWh) et qu’il faudra alimenter 10 millions de voitures électriques demandant un approvisionnement en électricité de 30TWh.

La seule décroissance notoire peut être celle du chauffage électrique qui sera forcément limitée (moins de 50 TWh) pour deux raisons : d’abord, les logements chauffés aujourd’hui « à l’électrique » sont déjà relativement bien isolés. Ensuite, il sera nécessaire de développer un autre mode de chauffage électrique, celui des pompes à chaleur (PAC), indispensable pour réduire les émissions de gaz à effet de serre. Le surplus de consommation électrique pour les PAC est estimé dans le rapport ADEME à 35 TWh. Dans ces conditions, le bilan global est plutôt une augmentation de 60 TWh, et la baisse de consommation relève du vœu pieux plus que d’une analyse réaliste tenant compte de l’ensemble des besoins. 

Retour sur le stockage 

Le stockage saisonnier est un problème en soi car son rendement médiocre (33 % selon l’ADEME, sans doute plutôt 20 %) correspond à une baisse d’efficacité énergétique majeure qui induit des coûts multipliés au moins par 5 par rapport au coût de production initial, tous ces coûts étant pourtant soigneusement minimisés… Au total, la production de référence doit être de 482,5 TWh dont 60 TWh (14% de la consommation totale) sont purement et simplement perdus essentiellement à cause des rendements.

Quant au stockage de court terme (une dizaine de TWh annuels), les chiffres supposés par l’ADEME reviennent à admettre une réduction des coûts de plus d’un facteur 5 par rapport aux meilleures batteries disponibles en 2015.

Dans le cas du stockage par STEP, qui représente lui aussi une dizaine de TWh annuels, la capacité disponible doit être significativement augmentée d’au moins 50 %, ce qui pose le problème de la faisabilité d’une telle augmentation de capacité.

Dans tous les cas, un aspect essentiel est la puissance instantanée et ses variations que devrait supporter le réseau. Par exemple, en région PACA, la puissance instantanée d’un jour ensoleillé excède d’un facteur 5 la puissance utile. Ce qui implique bien sûr un dimensionnement adéquat du réseau local, qui n’est pas pris  en compte dans le rapport. 

L’énergie nucléaire en toile de fond

Le but principal de l’étude de l’ADEME, fortement influencée par le Fraunhofer Institut – porte-drapeau du tournant énergétique allemand – et par Greenpeace, est clairement de montrer que, dans les conditions françaises, la sortie du nucléaire et des énergies fossiles est possible techniquement et économiquement. C’est ainsi que plusieurs variantes du scénario de référence, dont nous venons de voir qu’il sous-estime gravement les coûts, ont été étudiées. En particulier, un scénario à 40 % d’électricité  renouvelable, 10 % de thermique à flamme et 50 % de nucléaire est analysé.

Dans ce cas, selon l’ADEME, le stockage inter-saisonnier n’est plus indispensable et le stockage de courte durée est limité à une puissance de 2,2 GW, alors qu’il atteint 12,2 dans le scénario de référence. Le stockage n’est alors pas discriminant entre le scénario ADEME et celui qui tient compte de notre réévaluation. Par contre, pour l’ADEME, le coût du nucléaire est de 80 €/MWh, alors que nous retenons l’estimation de la Cour des Comptes de 60€/MWh. Nous sommes conscients que les déboires de la construction de l’EPR peuvent jeter un doute sur cette estimation. Mais nous pensons que les difficultés de l’EPR sont liées au caractère prototypique de ce réacteur et à la perte de compétence de notre industrie nucléaire. Les constructeurs russes, chinois et coréens ne connaissent pas ces problèmes.

Le scénario ADEME 40% renouvelable conduit à un coût du MWh de 71 €, alors que nous l’estimons à 64 €. Cette valeur doit être comparée à la fourchette de valeurs que nous avons donnée pour le scénario 100 % renouvelable, soit entre 93 et 111 €/MWh.

L’optimisme déraisonnable de l’ADEME

Au total, il est patent que l’ADEME a fait preuve d’un optimisme déraisonnable à tous les niveaux de l’étude.

Elle suppose des baisses de consommation électrique irréalistes et incompatibles avec la volonté de réduire fortement l’appel aux énergies fossiles, en particulier dans l’habitat, le tertiaire et les transports. Ces baisses impliquent aussi des contraintes fortes sur les circuits de distribution, dont les modifications ne sont pas prises en compte dans le chiffrage.

Les coûts de production sont estimés sur la base de l’évolution à la baisse de ces dernières années, mais qui bien sûr va saturer très vite à cause de la distribution diffuse des lieux de production qui interdira de bénéficier de facteurs d’échelle faisant baisser les prix et qui impliquera une modification profonde des réseaux locaux de collection et de distribution non chiffrée dans l’étude.

Les échanges avec l’étranger rendus nécessaires par la gestion de l’intermittence seraient, contrairement à ce qui est supposé, très onéreux à cause de la non-complémentarité des situations des pays limitrophes. L’intensification de ces échanges demeure pour l’instant très hypocrite, car en l’absence d’indication objective de la décarbonation de leur production d’électricité, nos voisins  continueront longtemps l’utilisation de productions thermiques polluantes et émettrices de gaz à effet de serre.

Quant aux besoins de stockage-déstockage, ils sont très importants et dépendent très fortement de la consommation finale. Les coûts des stockages courts sont évalués sur la base d’une baisse des coûts des équipements idéalisée, voire irréaliste. Le supposé développement des STEP relève aussi d’une évolution idéalisée : où va-t-on construire ces grands barrages ? Enfin, le stockage saisonnier qui implique la perte de plusieurs dizaines de TWh, implique le développement massif d’une filière « power to gas », dont les coûts grèveraient fortement le bilan financier global.

La comparaison entre les scénarios à 100 % et 40 % d’électricité renouvelable montre un fort renchérissement dû à l’abandon du nucléaire, le coût du MWh dans la version 40 % d’ENR étant compris entre 64 et 71 €/MWh et celui de la version 100 % d’ENR entre 93 et 111 €/MWh.

En 2050, le maintien d’une part importante d’électricité nucléaire représente donc un gain d’au moins 30 % sur le prix de l’électricité et une garantie de sécurité d’approvisionnement essentielle au maintien du service public de l’électricité.

Photo copyright – PIRARD OLIVIER