Projet d’arrêté relatif à la programmation pluriannuelle de l’énergie 2018/2023 (PPE)

Évolution des capacités de production des énergies renouvelables électrogènes : la fuite en avant

Jean-Pierre Pervès

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  Sommaire

Le gouvernement français, dans sa proposition d’arrêté relatif à la PPE 2018/2023[1], propose d’accélérer le déploiement des électricités éolienne et photovoltaïque. Ces énergies présentent bien sûr l’avantage d’être renouvelables, même si leur intermittence et leurs productions très aléatoires les rendent dépendantes de moyens de centrales de back-up, qui sont majoritairement en France des centrales nucléaires et hydroélectriques non émettrices de gaz à effet de serre (GES) ou des centrales à combustibles fossiles.

Mais le marché de l’électricité en France, et plus largement en Europe, est dans la tourmente : les moyens classiques de production (nucléaire, fossiles et hydraulique en France) sont soumis à la loi du marché et portent toute la responsabilité d’ajustement du réseau et de garantie de fourniture aux consommateurs. Quant aux énergies renouvelables, elles bénéficient de tarifs élevés et garantis à long terme, d’une garantie d’achat de leur production et d’aucune responsabilité. En résumé, contrairement à toute doctrine économique saine, priorité est donnée sur le marché à des énergies chères et non garanties, les énergies compétitives et pilotables devant s’effacer.

L’Europe elle-même commence à se préoccuper d’une situation qui a mis en danger les plus grandes entreprises du secteur en Europe et vient de proposer de soumettre les énergies renouvelables matures, éolien terrestre et solaire photovoltaïque en particulier, aux lois du marché à partir de 2017. Mais le gouvernement français, dans sa proposition, s’attache au contraire à prolonger les privilèges dont bénéficient ces énergies renouvelables intermittentes(EnR) aux dépens des autres productions décarbonées, hydraulique et nucléaire :

·        Par rapport à 2015 l’éolien terrestre devrait passer de 9.120 à 21.800 ou 23.300 MW en 2023 selon les deux scénarios haut et bas présentés, avec un rythme de raccordement au réseau qui va passer de 1.200 MW/an à 1.500 ou 1.800 MW/an.

·        L’objectif visé pour l’éolien marin est de 3.000 MW.

·        Le solaire devrait voir son rythme de raccordement augmenter de 900 MW/an à 1.600 ou 2.000 MW/an et la puissance installée de 6.200 MW à 18.200 ou 20.200 MW.

Au total l’électricité intermittente devrait évoluer selon les hypothèses haute ou basse de 16.500 MW à 43.000 ou 46.500 MW, soit environ 70% de la puissance actuelle des centrales nucléaires. Nous n’analyserons ici que le scénario bas, déjà peu réaliste.

Quel sera l’apport d’un investissement gigantesque, voisin d’une soixantaine de milliards d’ici 2023 ? La production de ces intermittentes (assimilées ici aux seuls éolien et solaire, les autres EnR apportant seulement quelques centaines de MW de plus) va passer de 26.1 TWh en 2015 à 72 TWh en 2023 (soit 14,6 % de la production), avec une consommation totale d’environ 10% inférieure à l’actuelle (hypothèse LTE[2]). Cette augmentation se fera très majoritairement aux dépens de la production nucléaire car la faible contribution des fossiles (6,2 % en 2015), devra être maintenue en large partie pour faire face aux conditions hivernales (solaire faible et vent absent généralement lors des grands froids) et assurer le suivi du solaire en été (fluctuations brutales en milieux de matinée et d’après-midi). Le nucléaire passerait ainsi de 417 TWh en 2015 à environ 325 TWh, soit 22% en moins[3]. Cette évolution explique l’embarras du gouvernement qui n’a pu proposer en même temps la programmation pluriannuelle du nucléaire. Deux solutions possibles : garder la même puissance installée, mais augmenter d’au moins 25 % le coût de production du nucléaire alors que le marché spot est au plus bas, ou arrêter d’ici 2023 environ 14 GW de nucléaire et compenser sa contribution au suivi du réseau par un appel à des turbines à gaz.

Le gain en termes de gaz à effet de serre sera au mieux très faible (8 à 10 millions de tonnes de CO2) et même négatif si le parc nucléaire était réduit. A titre de comparaison l’investissement pour prolonger de 20 ans le parc nucléaire (55 milliards d’ici 2025) serait 6.7 fois inférieur pour une même quantité d’énergie produite. La programmation pluriannuelle proposée n’est pas justifiée :

·        Du point de vue environnemental[4] : la priorité de la lutte contre le changement climatique étant clairement affichée en France et en Europe c’est sur les secteurs des transports et du bâtiment que les efforts devraient être portés.

·        Du point de vue économique car elle se traduira par une augmentation démesurée du coût de l’électricité, pour les familles en particulier[5],

·        Du point de vue de l’indépendance énergétique car la quasi-totalité des éoliennes terrestre (99%) et des panneaux photovoltaïques (presque 100%) seront importés et l’avenir de la filière française de l’éolien offshore est très menacé.

A ces remarques il faudrait ajouter la difficulté de gestion des énergies intermittentes, analysée en détail ci-dessous à l’horizon 2023 en s’appuyant sur des données indiscutables, les productions horaires réelles des énergies intermittentes en France en 2013, année représentative d’un climat « normal »[6].

Il est particulièrement clair que toutesles sources d’électricité auraient dû être étudiées en même temps et mises en perspective les unes avec les autres. L’arrêté n’est accompagné ni d’une étude de son impact, ni d’une évaluation des coûts générés en regard des productions attendues. C’est ce que cet article va s’attacher à préciser.

 


[2] LTE : Loi sur la Transition Energétique. Dans ses scénarios RTE (Réseau de Transport d’Electricité) prévoit plutôt une stabilisation. Les chiffres donnés de contribution des EnR de cette étude sont donc probablement optimistes

[3] Il est difficile de prévoir ce que seront les équilibres exportations/importations. Globalement les parcs charbon et lignite européens devraient diminuer, d’où un marché pour le nucléaire français et pour les centrales à gaz, et les ENR, éolien et solaire seront souvent simultanément en surproduction ou sous production.

[4] Le secteur électrique en Allemagne, avec 74 GW intermittents en 2014 émettait dix fois plus de CO2 que la France leurs rejets, 325 millions de tonnes par an, étant au même niveau qu’en 1999

[5] L’Allemagne, impose aux foyers un prix d’électricité double de celui de la France

[6] Source : RTE (Réseau de transport d’électricité) Eco2Mix : http://www.rte-france.com/fr/eco2mix/eco2mix-mix-energetique

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