Tarification variable de l’énergie électrique domestique

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Résumé

Faute de savoir la stocker, la production électrique doit être à chaque instant exactement identique à la consommation, laquelle est très variable, alors que les moyens de production sont limités et que les prix sont très élevés pendant les pointes.

La tarification variable existe pour de nombreux produits ou services : transports aériens et ferroviaires, spectacles et compétitions, hôtels, restaurants, locations saisonnières. Le « yield management » ainsi pratiqué permet d’utiliser les capacités disponibles grâce à un prix bas, et d’écrêter les demandes excédentaires par un prix élevé, selon la loi « de l’offre et de la demande ».

Ce système serait particulièrement bien adapté à l’énergie électrique dont les capacités de production sont limitées, et dont les coûts croissent très vite avec les fortes consommations.

Or les tarifs actuels comportent des prix très peu différenciés, sauf le tarif Tempo dont les paliers sont très différenciés, mais ne collent pas à la réalité d’une demande fluctuant beaucoup plus rapidement.

Nous préconisons un tarif à 13 échelons en progression de 20% par intervalle, qui apporterait une ouverture des prix analogue au Tempo, mais avec fixation de l’échelon par tranche uni-horaire, et prévision sur 24 heures plus 6 jours permettant à la fois :

• des éliminations de consommation, familièrement appelées « négawatts », par réduction de certaines consommations (chauffage, certains éclairage) selon le niveau de l’échelon horaire,
• des décalages de consommation hors des pointes par anticipation ou report, que nous baptisons « décalwatts », notamment pour l’eau chaude, l’électroménager, les recharges de batteries d’appareils ou demain de véhicules.

L’exploitation du tarif et des prévisions serait réalisée par des pilotes, souvent intégrés dans les appareils, pouvant aller du plus simple (commutation en fonction de l’échelon) au plus sophistiqué, utilisant l’intelligence numérique pour exploiter au mieux les prévisions en relation avec les caractéristiques de l’appareil piloté. 

Une tarification par région (à l’intérieur de règles communes) permettrait de prendre en compte les conditions météorologiques parfois très différentes entre régions, et de sensibiliser ces régions à la nécessité d’accueillir des infrastructures de production et de distribution.

Les projets de « smart grids » (réseaux intelligents) comportent en plus la gestion de la production décentralisée d’énergie, qui pour sa majeure partie n’existe que grâce à des subventions dont la pérennité est incertaine. Pour réduire les émissions de CO2, il est beaucoup plus important de développer des « décalwatts » par l’intelligence numérique et d’aboutir rapidement à des résultats significatifs, rapides et peu coûteux.

Exposé

Production ≡ consommation

La problématique majeure de la production et de la distribution électrique se trouve dans la nécessité absolue de faire coïncider la production et la consommation à chaque instant.

Nous avons déjà abordé ce sujet dans de nombreux messages de notre blog, et notamment :

L’écrêteur Voltalis : écologique, civique ou abusif ?

Résumons les en rappelant que la seule manière de stocker de l’énergie autre que fossile à l’échelle d’un réseau est l’utilisation de centrales hydrauliques réversibles à haute chute, dites STEP (Station de Transfert d’Energie par Pompage) qui consomment de l’énergie électrique quand la consommation est faible et la restituent avec un rendement acceptable, de l’ordre de 80% pendant les pointes de consommation. Voir à ce sujet :

Contraintes générales de fonctionnement d’un réseau électrique

  

                                   Document « Usine Nouvelle »

L’idée, déjà ancienne, du stockage de l’énergie électrique sous forme d’hydrogène obtenu par électrolyse de l’eau, et de sa restitution sous forme thermique (moteur ou turbine à gaz, ou après méthanisation) ou électrochimique (pile à combustible), avec un rendement très médiocre et un stockage problématique, est au mieux une perspective à très long terme qui débouche sur un prix extrêmement élevé de l’énergie restituée. Voir nos messages à ce sujet :

Une centrale solaire qui stocke l’énergie ?

Stockage de l’énergie éolienne en Allemagne

Une nouvelle idée consiste à utiliser demain les batteries des véhicules électriques en charge / décharge comme un tampon régional entre la capacité de production et la consommation.

                                                           Photo Toyota (Prius plug-in)

Elle se heurte à de nombreux problèmes :

• L’utilisateur peut avoir besoin d’une charge sans délai : la totalité des véhicules connectés ne sera pas disponible.
• Le cyclage des batteries réduit leur durée de vie, puisque celle-ci s’exprime principalement en en nombre de cycles : ce facteur, prépondérant sur le coût moyen de l’énergie électrique, doit être compensé par une tarification très élevée de l’énergie restituée
• Un chargeur réversible est beaucoup plus cher et compliqué qu’un chargeur unidirectionnel, et son rendement, s’ajoutant à celui de la batterie, est loin de 100%.

Il n’est pas sûr que l’écologie soit gagnante si l’on réduit un peu le CO2 au prix d’un accroissement de la production de batteries, qui ont aussi leur trace carbone et font partie d’une industrie assez peu verte.

Pour ces raisons, cette solution ne semble pas beaucoup plus réaliste que les précédentes.

« Yield management »

La commercialisation de produits ou services dont la quantité disponible est limitée, est quelque chose d’assez banal. Citons des exemples très variés :

• Les transports aériens et ferroviaires qui offrent des billets à bas prix quand la demande est faible, cherchant ainsi à remplir les avions ou trains, et augmentent beaucoup ce prix aux périodes de forte affluence afin de limiter une demande qu’ils ne peuvent satisfaire, tout en améliorant leurs marges. Ceci a largement contribué à la baisse considérable des tarifs les plus bas pour un trajet déterminé, car ceux-ci se rapprochent du coût variable : mieux vaut remplir un train ou un avion à très bas prix que de le faire rouler ou voler vide !
• Les spectacles ou compétitions sportives, qui attirent plus de spectateurs que la salle ou les tribunes ne peuvent en accueillir, voient leurs prix s’envoler.
• De nombreux tronçons d’autoroutes ont désormais des péages variables, plus élevés en forte affluence et inversement, ce qui permet à la fois de réduire les encombrements aux heures de pointe, et de réduire les prix aux heures creuses. Et pourtant, le coût d’une autoroute, largement constitué d’amortissements, dépend peu du trafic.
• En raison des voyages d’affaires le plus souvent du lundi au vendredi, les hôtels, notamment dans les grandes villes, peinent à remplir leurs chambres pendant 3 nuits du week-end, et affichent donc souvent des prix plus bas.
• Les restaurants de luxe, plus fréquentés en soirée, remplissent fréquemment leurs salles en proposant, à midi uniquement, des « formules » ou « menus affaires » 30 à 50% moins chers que le soir.
• Les locations saisonnières varient couramment dans un facteur 4 ou 5 entre haute et basse saison.

Ces tarifications très différenciées d’un même produit ou service sont appelées « yield management », locution difficilement traduisible, sinon par « gestion de l’élasticité marché / prix », puisque  « yield » signifie à la fois « rendement » et « acceptation ». Ce n’est qu’une application  très simple du principe de la loi de l’offre et de la demande, qui a fait ses preuves depuis des siècles, et dont la négation, à travers les prix administrés, ne manque pas d’apporter systématiquement d’innombrables effets pervers : absence de concurrence, mauvaise qualité, pénurie… Il appartient toutefois à l’Etat de s’assurer de la libre concurrence et de l’absence de position de rente ou de monopole, comme l’a très bien analysé l’économiste américain J.E. Stiglitz, prix Nobel.

Application à l’énergie électrique

Par surcroît aux exemples précédents, le prix de revient de l’énergie électrique est éminemment variable selon sa filière de production. Résumons leur situation dans le tableau ci-dessous qui donne pour chacune une évaluation sommaire des coûts variable et complet du MWh, et de la maîtrise de l’opérateur sur leur production.

Filière	Coût direct variable	Coût complet	Taux maximum utilisation	Maîtrise de la produc.	Temps disponib. ou prévision de la production
Thermique gaz	Elevé	Elevé	100%	100%	Dispon. imméd.
Thermique charbon	Elevé	Elevé	100%	90%	Dispon. 1 heure
Nucléaire	Bas	Moyen	100%	80%	Disp. qq. heures
Hydraul. hte chute révers.	Nul	Bas	Faible	120%	Dispon. imméd.
Hydraulique haute chute	Nul	Bas	Faible	100%	Disponi. imméd.
Hydraulique éclusée	Nul	Bas	Variable	50%	Prévis. qq.jours
Hydraulique au fil de l’eau	Nul	Moyen	Variable	0%	Prévis. qq.jours
Eolien terrestre + offshore	Nul	Très élevé	Faible	0%	Prévis. qq. heures
Photovoltaïque	Nul	Très élevé	Faible	0%	Prév. qq. hrs/min.
Marémotrice – Hydrolien.	Nul	Extr. élevé	Faible	0%	Totalt. prévisible.

Coût direct variable : il résulte de l’écart de coût entre une centrale qui produit et une centrale au repos. C’est donc  en principe le critère économique à prendre en compte pour utiliser une filière plutôt qu’une autre (sauf dispositions législatives contraires…).

Toutes les filières utilisant les éléments naturels (eau, air, soleil) ont des coûts variables nuls, puisque leur matière première est gratuite (ce qui ne veut dire ni illimitée, ni constamment disponible).

L’uranium est assez cher, mais produit une quantité d’énergie colossale, ce qui en fait finalement une matière première bon marché. Voir Rapport de la Cour des Comptes et Enseignements de ce rapport

A contrario, le gaz et le charbon sont chers, particulièrement le gaz, mais il le compense en partie par un meilleur rendement.

Coût complet : C’est le coût moyen du MWh produits au cours de la vie de la centrale, amortissements et frais indirects inclus. C’est donc le critère à prendre pour décider de construire un type de centrale plutôt qu’un autre. Il est très impacté par :

• La durée de vie, qui réduit les amortissements, particulièrement pour le nucléaire.
• Le taux d’utilisation réel, qui peut être soit subi (éolien, photovoltaïque), soit voulu en raison du coût variable élevé (gaz et charbon).

Dans un tel contexte, on ne s’étonnera pas de ce que le coût, et donc le prix de marché de gros, du MWh soit extrêmement variable, de quelques euros, voire négatifs, quand les énergies fatales produisent plus que le besoin du réseau, jusqu’à dépasser 1000 € lors de pointes historiques conduisant à importer dans un marché très tendu. Le coût d’un MWh nucléaire, qui constitue environ 80 % de la production française, et 50% des pointes, est actuellement de l’ordre de 50 €.

Rappelons que l’hydraulique, très ancienne, et donc entièrement amortie, produit à un coût extrêmement bas, et que l’énergie éolienne ou photovoltaïque est facturée séparément par le biais de la CSPE en bas de facture. Seul le thermique, soit environ 8% de la production, coûte plus nettement plus cher. Le coût moyen de la production nationale est donc manifestement inférieur à 50 € par MWh.

On note au passage que les marges de distribution d’ERDF sont considérables, de l’ordre d’un facteur 2 ou plus. Le coût bas de l'énergie électrique en France résulte bien du choix stratégique réalisé par les gouvernements Pompidou et Giscard d'Estaing dans les années 70, et pas du tout des performances de l'opérateur majoritaire,  mais ceci est un autre débat ! 

Au vu de la variabilité des prix de revient du MWh, on peut légitimement s’étonner que le prix du KWh facturé par ERDF (chiffres arrondis, hors taxes et abonnement) à l’utilisateur domestique dans les deux types de contrats les plus répandus soit presque fixe :

Tarif de base : 125 € fixe

Tarif jour / nuit : 93 ou 135 €

Seul le tarif Tempo, explicité ci-dessous,  est très variable

Tarif Tempo

Par exception, ce tarif Tempo (rebaptisé « Bleu ») minoritaire, permet des variations beaucoup plus importantes selon la couleur (3)  et le jour/nuit (2), soit 3 x 2 = 6 paliers de 60 € à 425 €, soit encore un facteur 7. Il est le tarif est le moins éloigné de la réalité.  Mais étant dissuasif en jours rouges, il n’est pas compatible avec un chauffage tout électrique, sauf pour des résidences secondaires peu utilisées en hiver. Il est donc très minoritaire.

La large plage de tarification du tarif Tempo permet de sensibiliser fortement l’utilisateur, ce qui va dans le bons sens. Mais ses règles sont rigides et simplistes :

• 22 jours rouges et 43 jours blancs pour faire apparaître 300 jours bleu, quelle que soit le profil et la durée des périodes de grand et moyen froid,
• 16 heures pleines et 8 heures creuses par jour, très vaguement corrélées avec les pointes quotidiennes réelles,
• un préavis de 8 heures seulement pour la couleur du jour suivant, ce qui ne permet guère d’anticipation. 

                                                           Graphe établi par l’auteur

L’historique publié en ligne par ERDF montre en outre que :

• les samedis ne sont jamais rouges,
• les dimanches et jours fériés sont toujours bleus.

Ce tarif reste très loin des variations effectives de prix de revient du MWh, et, bien qu’il aille dans le bon sens, la régulation de consommation qu’il permet est reste limitée et sommaire.

Préconisation : un tarif à 13 échelons (soit 12 intervalles)

Remarquons que les besoins d’énergie électrique d’un particulier pourraient largement être anticipés, réduits ou reportés en utilisant :

• un peu d’intelligence numérique dans les installations domestiques :
• un tarif variable par tranches uni-horaires selon  13 échelons en progression de 20% par échelon, de 50 € à 450 €HT /MWh, assorti d’une prévision sur 24 heures, réactualisée à chaque changement d’heure (d’autant moins  que la période prévue est proche), et complété par une prévision globale sur une semaine, basée sur le calendrier civil (semaine, week-end, vacances…) et sur les prévisions météorologiques. Ce tarif serait géré par l’opérateur à l’intérieur de règles fixant entre autres le maximum du prix moyen offert sur l’année. 

                                          Graphe établi par l'auteur

S’agissant d’un prix moyen offert, et non d’un prix moyen consommé, ce maximum doit être notablement inférieur au prix moyen actuel (environ 120 €/MWh), probablement autour de 90 €/MWh.

En outre, il est souhaitable que la législation relative à l’unicité du tarif de l’énergie électrique soit modifiée, et ce, pour plusieurs raisons :

• Les pointes sont fortement impactées par les conditions climatiques qui sont rarement homogènes sur l’ensemble du territoire national.
• Une définition des échelons en cours et prévus par région améliorerait donc sensiblement la situation en diminuant les transports d’énergie, et donc les pertes et les besoins d’infrastructures de transport,
• Elle responsabiliserait les habitants et leurs élus régionaux qui réclament la même sécurité d’approvisionnement énergétique et le même prix que les autres, mais qui refusent la construction de d’infrastructures. La Bretagne (où l’auteur de ce blog est domicilié), qui a refusé la centrale nucléaire de Plogoff dans un site parfaitement adapté (nul besoin de réfrigérants atmosphérique grâce aux forts courants marins…), et PACA, qui refuse la création de lignes THT, sont des exemples criants.

Des pilotes intelligents et communicants

Un pilote, qui agit sur un ou un groupe d’appareils électriques,  peut être :

• un simple contacteur « tout ou rien » paramétré pour alimenter ou non un appareil utilisateur selon l’échelon tarifaire en cours,
• un variateur de puissance (chauffage, éclairage halogène) paramétré pour limiter la dépense à un niveau prédéterminé : plus c’est cher, moins on chauffe, ou moins on s’éclaire, selon l’échelon tarifaire en cours,
• un calculateur programmé pour anticiper ou différer, en partie ou en totalité, une utilisation en fonction de l’évolution prévue des échelons tarifaires,
• un système doté d’une intelligence numérique informée des caractéristiques du produit piloté, de ses modalités d’utilisation et des changements d’échelon prévus, capable d’optimiser le coût d’utilisation.

Des appareils de plus en plus nombreux étant dotés d’origine de processeurs performants, la présence de ces pilotes, le plus souvent intégrés dans les appareils, n’aurait qu’un coût négligeable.

Leur accès aux données tarifaires pourrait être dual au choix de l’utilisateur, ou suivant l’évolution des technologies:

• soit par connexion au Web par WiFi ou Ethernet,
• soit plus probablement par CPL (courants porteurs en ligne) liés à un compteur intelligent « Linky ».

Décalage des besoins : les « décalwatts »

Beaucoup d’utilisations domestiques peuvent être décalées dans le temps, c'est-à-dire reportées ou anticipées. Exemples : 

• l’eau sanitaire, stockée dans un ballon, doit être chauffée au plus creux de la nuit, et non pas dans les premières heures du tarif nuit.
• Un lave-vaisselle, très silencieux, peut également fonctionner en pleine nuit.
• Un lave-linge pourrait aussi voir son fonctionnement décalé, avec éventuellement une période interdite la nuit si son bruit peut amener une gêne.
• Les normes de température de conservation alimentaire pourraient être assouplies : de 2°  à 6°C au lieu de 4°C pour les réfrigérateurs, et -24° à -18°C au lieu de -18°C pour les congélateurs. Si une ou des hausses d’échelon sont prévues, l’appareil les anticipe en baissant la température au minimum autorisé avant la hausse, puis s’arrête à l’arrivée de la pointe jusqu’au réchauffement naturel maximum autorisé qui sera souvent après la pointe, selon l’utilisation de l’appareil.
• Une ou deux réglettes multiprises intelligentes peuvent se voir confier la recharge de tous les appareils électroniques munis de batteries : téléphones sans fil ou mobiles, tablettes, smart-phones, tablettes, ordinateurs portables, batteries amovibles de cycles ou autres
• Demain, la recharge des véhicules électriques ou hybrides rechargeables, s’ils se répandent, nécessitera une énergie considérable qui pourra, le plus souvent être effectuée dans une très large plage de temps

Ce déplacement des périodes de consommation en fonction du prix du MWH, qui est lui-même pratiquement lié au taux de CO2, permettrait donc à lui-seul de diviser environ par deux ce taux global de CO2 dans l’énergie électrique, le ramenant à 30 à 40 kg/MWh, à comparer aux 440 kg/MWh des centrales au charbon, les plus utilisées dans le monde. Il permet aussi d’utiliser les infrastructures existantes, et pas seulement, les centrales nucléaires, au maximum de leurs capacités, réduisant ainsi l’impact des amortissements comme l’impact écologique. Les « décalwatts » sont à la fois  écologiques et économiques.

Réduction des besoins : Les « négawatts »

Le chauffage électrique direct, premier consommateur d'énergie électrique, est plus difficile à étaler. Il existe quand même des éléments de solution :

• les chauffages à inertie, pas parfaits, mais qui vont dans le bon sens,
• une bonne isolation qui, si elle n’élimine pas le besoin d’apports calorifiques, rend du moins son heure moins critique,
• anticiper le chauffage matinal en fin de nuit,
• réduire ou supprimer tout ou partie des radiateurs pendant une ou deux heures, au plus fort d’une pointe,
• mais surtout, réduire le chauffage par un pilote paramétré selon le coût horaire du °C supplémentaire que l’utilisateur est prêt à payer. Les économies de chauffage sont d’autant plus acceptables qu’elle sont passagères !

L’éclairage est plus complexe car il ne peut pas être différé, et comporte de nombreux points de consommation répartis dans le logement. Il est néanmoins possible de prévoir, notamment pour les très voraces lampadaires halogène, un niveau réduit qui intervient par défaut au dessus d’un échelon tarifaire prédéterminé.

La cuisson ne peut être décalée que dans le cas de plats préparés à l’avance. Mais la mise en route d’une plaque de cuisson ou d’un four électrique pourrait être interdite par défaut au dessus d’un échelon prédéterminé, et n’être obtenue que par une commande « forcée » explicite pour l’utilisateur qui pourra parfois attendre, ou lui préférer des appareils à bon rendement : four à micro-ondes ou plaque à induction : ces dernières sont très puissantes, mais fonctionnent très peu de temps à leur puissance maximum. Elles consomment finalement beaucoup moins que des plaques à résistance ou halogènes, par ce qu’elles ne chauffent que la casserole, sans chauffer ni elles-mêmes, ni l’air ambiant, et sans rayonner.

Les applications audio et vidéo ne peuvent pas être décalées, sauf à s’en passer, mais elles restent de petits consommateurs, avec une tendance à la baisse par amélioration des rendements des appareils récents.

Il importe de comprendre qu’en France, où plus de 80% de l’énergie produite est d’origine électronucléaire, et plus de 90% est produite sans CO2, les « négawatts » électriques apportent peu en termes de CO2. Ils peuvent en revanche contribuer à réduire les factures, les moyens de production et les lignes de distribution. 

Les Smart Grids

Cette expression que l’on peut traduire par « Réseaux de distribution électrique intelligents », désigne un processus qui optimise la consommation comme décrit ci-dessus, mais qui intègre en plus la gestion des productions décentralisées et fatales, principalement éoliennes et photovoltaïques, accessoirement certains types d’hydraulique. Cette appellation est un peu prétentieuse : les réseaux actuels sont bien loin d’être idiots, et n’ont pas attendu cet anglicisme pour se perfectionner grâce à l’intelligence numérique.

On peut s’interroger sur le bien-fondé de cette extension complexe, qui a pour objet principal de gérer des sources d’énergie électrique supposées "vertes" qui n’existent qu’à travers la garantie sur une longue période par l’Etat, du prix de rachat de l’énergie produite, et ce à un niveau totalement déconnecté du prix moyen du marché. Ce dernier serait encore excessif puisque l’énergie ainsi produite l’est le plus souvent à contre-cycle (l’éolien surtout la nuit, le photovoltaïque surtout en été). Ces énergies fatales ne valent pratiquement rien au prix de marché. 

Il faut se convaincre que l’écologie ne consiste pas à faire payer de mauvaises solutions par le contribuable ou l’abonné, mais à promouvoir des solutions efficaces et intelligentes, donc compétitives ou capables de le devenir à moyen terme, éventuellement après introduction d’une taxe carbone raisonnable.

Il ne nous semble donc pas opportun d’investir en études et en infrastructures pour optimiser des productions décentralisées dont le poids est extrêmement faible, et dont la pérennité n’est nullement garantie une fois passée la mode verte. Il est beaucoup plus urgent de gérer l’étalement de la consommation domestique qui peut apporter des avantages économiques et écologiques considérables au moindre coût, et pour ce faire, de promouvoir à la fois les « négawatts » et les « décalwatts ».

Transition énergétique et création d’emplois

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De nombreux politiques de tous bords, largement relayés par les médias, ont affirmé que la nécessaire transition énergétique, avec les investissements élevés qu’elle requiert, aboutirait  nécessairement à de nombreuses créations d’emplois. Et l’on additionne des chiffres d’emplois créés par la construction d’éoliennes, par l’isolation des bâtiments, par le développement de diverses technologies sophistiquées et coûteuses, comme si ces créations, incontestables, étaient effectuées « toutes choses égales par ailleurs », comme si elles n’avaient aucun impact sur les autres activités économiques du pays.

Image gouv.fr

Il n’en n’est rien. La réalité économique n’est pas si simple.

La raréfaction des ressources fossiles jointe à la nécessité de réduire les émissions de CO2 nous oblige évidemment à reconsidérer la production et la consommation d’énergie sous toutes ses formes, ce que l’on convient d’appeler la « transition énergétique ». Mais cette nouvelle approche n’est pas exempte de contraintes économiques : la fin (réduire les émissions de CO2 et préserver les ressources naturelles) ne justifie automatiquement ni les moyens, ni les coûts.

La pénurie d’énergies primaires fossiles

• La raréfaction des ressources fossiles, et particulièrement du pétrole, est évidente : le  prix de ce dernier (111 USD par baril à ce jour pour un coût d’extraction moyen de 3 à 10 USD) a déjà augmenté d’un facteur 5 (en USD constants) depuis 1973, et continuera de le faire : une révolution en Arabie Saoudite, ou un blocage du détroit d’Ormuz par l’Iran, pourraient en faire doubler instantanément le cours, et de toutes façons l’accroissement de la demande des pays émergeants, le fera doubler aussi, plus lentement mais tout aussi sûrement. Une prévision précise est évidemment impossible, mais un pétrole brut entre 300 et 500 USD le baril, voire plus, est probable avant 20 ans.

      

            Image Japonation.com

• Le gaz naturel, conventionnel ou non, dont les réserves sont plus abondantes, verra sans doute son prix évoluer un peu moins vite, mais comme il est substituable au pétrole dans la plupart de ses applications autres que les transports, et notamment dans la production électrothermique, le report de la demande du pétrole sur le gaz tirera aussi ce dernier à la hausse, avec un écart favorable, mais limité.

• Le charbon est un risque écologique majeur : ses réserves encore abondantes risquent de le substituer au gaz, dans ses applications les plus simples, avec une émission de CO2 considérablement plus élevée : par rapport au méthane, à énergie thermique égale, il émet  presque 2 fois plus de CO2 en raison de sa composition chimique, et 1,4 fois plus en raison du meilleur rendement des centrales électrothermiques à gaz à cycle combiné, soit au total 2,7 fois plus ! Or sa consommation augmente très vite parce que son prix, qui se limite au prix d’extraction majoré du prix de transport, n’est pas encore affecté par sa lointaine raréfaction. Il a heureusement d’autres inconvénients grâce auxquels il n’atteint pas 4% de l’énergie primaire en France où sa principale utilisation est désormais le coke sidérurgique (incontournable pour fabriquer de la fonte) et non plus l’énergie.

Cette situation a au moins un avantage : elle est la même pour tout le monde : tous les pays, organisations, entreprises et particuliers ont intérêt à réduire leur consommation d’énergie fossile sous contrainte de coût.

Ici, sauf pour le charbon, le marché est écologique : la hausse des prix freine la demande et pousse à la recherche d’économies. Les entreprises innovantes capables d’améliorer les rendements des centrales électrothermiques comme des véhicules automobiles, les fabricants de produits d’isolation ou de pompes à chaleur, les système numériques permettant une consommation et une facturation intelligentes, ont toutes leur place, en France comme ailleurs, et il n’est nul besoin d’intervention étatique du type « bonus malus automobile », ou « déduction fiscale des travaux d’isolation »  pour y parvenir : il leur suffit d’être compétitives et, le problème étant mondial, exportatrices. Ici, le marché « vert » crée des emplois parce qu’il est profitable aux investisseurs, aux clients et aux salariés.

La seule intervention souhaitable de l’Etat est ici une taxe carbone se substituant à une part de TVA et dissuadant la consommation intérieure de produits carbonés, mais n’en pénalisant pas l’exportation. Toute autre option nuirait au développement économique et donc à l’emploi. Un message est en préparation sur ce sujet complexe.

Les énergies renouvelables

La vogue des énergies dites « vertes » dans l’opinion publique a amené les gouvernements successifs à faire subventionner lourdement la production d’électricité photovoltaïque ou éolienne par la CSPE (Contribution au Service Public de l’Electricité) en bas de facture EDF, payée par l’abonné lui-même. EDF peut ainsi satisfaire à son obligation d’acheter au détail des kilowatts-heures sur le lieu de leur production intermittente, qui intervient le plus souvent au moments où l’on n’en n’a pas besoin, à un prix typiquement égal à cinq fois le prix de vente au détail sur le lieu de consommation, c'est-à-dire, environ dix fois le prix de revient moyen des  autres filière de  production. 

On se trouve ainsi dans une économie entièrement assistée : la fabrication d’éoliennes créera des emplois, mais  pas forcément en France, la fabrication des panneaux solaires créera des emplois principalement en Chine. Des emplois d’installation et de maintenance seront certes créés en France, mais ce seront des emplois indirectement aidés, qui risquent de coûter encore plus cher au contribuable que des emplois directement aidés, puisqu’une large partie de l’aide partira en réalité à l’étranger.

Il n’est pas nécessaire d’être un très grand expert en macroéconomie pour comprendre que l’impact global de ce système sur l’emploi en France, et sur le niveau de vie des français, sera négatif : l’augmentation des prélèvements obligatoires et du prix de l’énergie vont réduire la compétitivité de nos entreprises et le pouvoir d’achat des citoyens, et donc détruire des emplois.

Reste qu’il existe d’autres types d’énergies renouvelables, qui produisent heureusement beaucoup plus que les éoliennes et panneaux photovoltaïques :

• La biomasse, c'est-à-dire le bois et les déchets végétaux, est utilisée depuis la préhistoire et doit être encouragée, mais ses capacités sont limitées à sa production naturelle, au-delà de laquelle elle cesserait d’être renouvelable. Elle utilise beaucoup de main d’œuvre peu qualifiée, qui pèse néanmoins sur son coût.
• L’incinération des déchets de toutes sortes est d’abord une nécessité, nullement écologique en elle-même, et on ne doit pas oublier que la priorité est de réduire ces déchets. Toutefois, il est évident que, tant qu’à devoir incinérer, il faut en profiter pour produire de l’énergie thermique ou électrique.

                                                   Image Le Figaro

Ces énergies, qui sont largement des sous-produits de l’agriculture, de la sylviculture et de la consommation ont un sens économique, mais leur croissance restera limitée, et il ne faut pas en attendre de créations massives d’emplois.

• L’hydroélectricité a presque toutes les qualités, sauf une : En France, tous les sites possibles étant déjà équipés, elle n’aura donc pas de croissance significative, et ne créera donc  pas d’emplois.
• La géothermie profonde porte beaucoup d’espoirs, mais n’est encore qu’à ses débuts. Si une filière énergétique devait être subventionnée, celle-ci serait prioritaire : cette énergie est permanente et illimitée. Si des entreprises françaises pouvaient en développer les technologies, elles s’ouvriraient un énorme marché mondial. Mais la route est encore longue…
• Les agro-carburants (bioéthanol et biodiesel), considérés hors taxes et subventions, sont très loin d’être compétitifs. Détournant de gros volumes hors de l’alimentation humaine ou animale, ils en réduisent l’offre et ont ainsi contribué à la hausse mondiale des prix des denrées alimentaires de base. Alors que les experts considèrent que la population mondiale atteindra un plateau de 9 milliards vers 2050, et qu’il sera alors nécessaire de mobiliser tous les moyens agricoles de tous les continents pour la nourrir, on peut raisonnablement penser que cette voie est sans issue.
• Les pompes à chaleur, qu'elles soient baptisées aérothermiques, géothermiques, ou aquathermiques, sont une voie d'avenir évidente en ce qu'elles multiplient par 2 à plus de 4 l'énergie qu'elles consomment. Pour l'instant, les principaux fabricants ne sont pas français, ce qui explique peut-être notre retard dans cette technologie. L'installations et la maintenance, de valeurs ajoutées élevées, ne sont en revanche pas délocalisables et peuvent créer de nombreux emplois. Encore faut-il ne pas renoncer à l'énergie électrique qui leur est indispensable, ni en augmenter trop le prix!

L’énergie électronucléaire

Rappelons que cette énergie, produite depuis plus de 50 ans, par plus de 500 réacteurs en activité dans le monde, présente un bilan plus qu’honorable :

Au plan économique, selon le rapport de la Cour des Comptes, et après prise en compte des investissements de sécurité post-Fukushima et des frais futurs de démantèlement, le coût complet du MWH produit ressort de 30 à 50 € selon le mode de calcul, et reste de loin le plus bas, mise à part l’hydraulique. Son coût marginal est extrêmement bas, à 17 € avant taxes et frais centraux. Rappelons qu’il faut prendre en compte :

• le coût complet pour une décision de construction de centrale,
• le coût marginal pour une décision d’arrêt de centrale

Au plan écologique, l’exploitation est exempte de CO2. Les émissions liées à l’investissement dans les centrales sont dans l’absolu importantes, mais totalement négligeables si on les rapporte à une centrale qui fournira en moyenne environ 80% de sa puissance nominale pendant 40 ans. Le problème du stockage des déchets ultimes est plus psychologique qu’écologique.

Au plan de la durabilité, la consommation en uranium des centrales actuelles peut être satisfaite par les gisements connus pendant environ un siècle. Une éventuelle croissance du parc de centrales pourrait être rendue possible par de probables nouveaux gisements. Le passage aux réacteurs de 4^ème génération (surgénérateurs) diviserait la consommation par 50, c’est à dire permettrait de produire 10 fois plus d’énergie pendant 5 siècles. Enfin, la filière au thorium, plus chère mais très sûre car à sécurité positive par principe, utiliserait un minerai suffisamment répandu pour que l’on puisse le considérer comme renouvelable. Il n’y a donc pas, ni actuellement, ni à moyen terme, la moindre pénurie sur ces matériaux fissile (uranium) ou fertile (thorium).

Au plan de la sécurité, qui est le débat le plus aigu, notons que :

• L’accident de Tchernobyl s’est produit sur une centrale au graphite dite RBMK, dépourvue d’enceinte de confinement, en mauvais état, à la suite d’une erreur humaine pendant un essai invraisemblable. Sa survenance n’a rien d’étonnant. Ses conséquences sont très lourdes : 4 000 morts avérés à 40 000 morts à terme selon des évaluations très incertaines, et une pollution considérable. Il reste une dizaine de centrales de ce type en activité, toutes dans les territoires de l’ex URSS : même sérieusement sécurisées, elles restent intrinsèquement dangereuses et doivent être arrêtées au plus tôt.

Toutes les autres centrales, soit environ 500, sont :

• Soit à eau bouillante (technologie General Electric),
• Soit à eau pressurisée (technologie Westinghouse reprise par la France).

Elles ont donné lieu à deux accidents majeurs :

• Three Miles Island (eau pressurisée) aux USA en 1979 : Suite à une fusion partielle du cœur, la  tranche T2 a été perdue. Il n’y a eu ni mort, ni blessé, ni pollution significative. L’autre tranche T1 de la centrale est toujours en service.
• Fukushima (eau bouillante) au Japon en 2011: toutes les tranches de la centrale ont parfaitement résisté à un séisme séculaire. Le tsunami qui a suivi a fait 19 000 morts directs ; un peu plus élevé qu’envisagé par les concepteurs, ce tsunami a détruit les systèmes de refroidissement et l’alimentation électrique extérieure de la centrale. L’échauffement incontrôlable de l’eau du cœur de trois réacteurs, a amené un dégagement d’hydrogène qui s’est mélangé à l’air, d’où des explosions qui ont endommagé les enceintes de confinement, d’où d’importantes fuites radioactives : en mer elles ont été rapidement diluées, mais dans l’atmosphère,  elles sont retombées et ont amené le Gouvernement japonais à définir une zone d’exclusion de 25 km de rayon autour de la centrale, pour une durée indéterminée. Aucun mort, ni blessé, n’est à déplorer au titre de l’accident nucléaire. Curieusement, les médias parlent de Fukushima mais oublient souvent le tsunami, ou pire, mélangent les deux (TF1 « 20 heures » des 9 et 10 mars 2012) laissant supposer au téléspectateur non averti que l’accident nucléaire est responsable des 19 000 morts !

Les centrales françaises (entre autres) sont toutes à « eau pressurisée ». La différence avec « l’eau bouillante » réside dans la présence d’un échangeur de chaleur qui sépare l’eau primaire qui circule dans le cœur du réacteur, donc contaminée, de l’eau secondaire pure, fluide thermodynamique dont la vapeur alimente la turbine. Cette séparation, qui a un coût et affecte un peu le rendement, permet en revanche de réduire considérablement le circuit d’eau primaire et les risques associés, mais surtout d’additionner à l’eau primaire (qui n’a pas de rôle thermodynamique) du bore qui prévient le dégagement d’hydrogène, fatal à Fukushima, mais évité à Three Miles Island.  Ajoutons que pour la totalité des centrales françaises, le risque sismique est faible ou nul, et le risque de tsunami est nul.

Rappelons aussi que le risque des autres énergies n’est jamais nul : 

• Le charbon est de très loin le plus dangereux (extraction, combustion, ci-dessous coup de grison en Colombie). 

    Image ac-nancy-metz.fr

• Même l’hydraulique, réputée la plus propre et la plus sûre, n’est pas exempte du risque d’écroulement d’un barrage similaire à celui de  Malpasset (non hydroélectrique), qui a fait 423 morts à Fréjus en 1959. Par exemple, ci-dessous, la ville de Bort-Les-Orgues est située dans la vallée en aval du lac de son barrage de 115 m de hauteur de chute. Son écroulement ne laisserait aucune chance aux 4 000 habitants en aval submergés en moins d’une heure, et une petite chance aux 6 000 submergés de plus en moins de 5 heures. Sa production est en moyenne 3% d’un EPR de 1,6 GW, et en crête de 15% d’un EPR. Le risque ramené à la production d’un EPR est donc  4 000 / 3% = 130 000 victimes, beaucoup plus élevé que le risque nucléaire. Certes, la probabilité est presque nulle, mais qui peut affirmer qu’elle est plus basse que celle du nucléaire à eau pressurisée?

     Image Google Earth

Il n’existe donc aucun élément objectif, ni économique, ni écologique, ni de durabilité, ni de sécurité, qui puisse justifier de réduire ou d’arrêter la filière de production électro-nucléaire plutôt qu’une autre filière.

Cette énergie, pour laquelle les acteurs français sont crédibles et peuvent exporter, peut conduire à créer de nombreux emplois qualifiés en France de plusieurs manières :

• par l’exportation des centrales électro-nucléaires,
• par la maîtrise des procédés de retraitement du combustible
• par la disponibilité en France d’une énergie très compétitive qui est exportable aux pays voisins et améliore la compétitivité des clients-entreprises, et le niveau de vie des clients-consommateurs, donc leur capacité à dépenser par ailleurs.

Malgré cela, le Gouvernement en place a décidé la fermeture de la centrale de Fessenheim sous la pression de ses « alliés » écologistes et du gouvernement allemand lui-même dépendant de ses "Grünen", ce qui détruira des emplois,  même, et surtout, si cette fermeture s’accompagne en plus de subventions à caractère social : on aura ainsi moins d’énergie compétitive et plus de dépenses publiques.

Ce même Gouvernement a fixé un objectif (qui ne l’engage à rien, compte tenu d’un délai plus long que son mandat) de réduction à 50% la part du nucléaire dans la production électrique française, ce qui est triplement absurde :

• Le risque supposé est lié à l’existence de centrales en activité et non à leur production. Fixer un objectif en énergie produite n’a aucun sens. 
• Les KWH ne se valent pas, selon que leur production est disponible ou non pendant les pointes de demande en France (75 à 102 GW). L’électro-nucléaire est toujours disponible, et produit alors à pleine puissance (environ 55 GW). L’hydraulique de  haute chute y ajoute transitoirement 10 à 15 GW. Les énergies alternatives ne produiront rien ou très peu. Le solde, toujours chargé en CO2, est fourni par les centrales électrothermiques au gaz et au charbon, ou par l’importation. Toute réduction de puissance électro-nucléaire se traduira inéluctablement par une augmentation de la consommation de gaz et de charbon, et des émissions de CO2.
• Même après prise en compte de l’indispensable amélioration de l’efficacité énergétique, cette réduction nécessitera d’investir dans de nouvelles centrales électrothermiques dont l’énergie produite supportera des coûts d’exploitation et d’amortissement, au détriment du niveau de vie, de la compétitivité et de l’emploi.

Conclusion

La transition énergétique peut apporter :

Des créations d’emplois par:

• le développement et la vente d’une très large gamme de produits améliorant l’efficacité énergétique (moteurs, véhicules, bâtiments, moyens de chauffage et d’éclairage, techniques numériques…)
• la recherche et probablement le développement de techniques d’exploitation de la géothermie profonde
• le développement de l’énergie décarbonée, même électro-nucléaire, par l’exportation des centrales et l’électrification de tout ce qui peut l’être

mais aussi des destructions d’emplois par :

• des investissements déraisonnables dans des filières de production totalement non compétitives, telles que l’éolien et le photovoltaïque, ou dans des infrastructures, notamment ferroviaires (liaison Lyon -Turin par exemple), qui ne seront amorties ni en valeur, ni en CO2,
• la réduction ou l’arrêt de la production électro-nucléaire
• le développement des agro-carburants (bioéthanol et biodiesel)
• la création de normes écologiques plus dures que nécessaire, augmentant les coût de l’énergie ou des produits qui l'utilisent. L'ajournement, annoncé par le Gouvernement 20 mars 2013, de la norme RT 2012 sur les habitations est la reconnaissance du handicap que constitue cette norme excessive pour le secteur bâtiment, ainsi que nous l'avions souligné dans nos messages à ce sujet.
• le principe de précaution qui présuppose que ce qui est nouveau est plus dangereux que ce qui existe, et va jusqu’à refuser la recherche (OGM, gaz non conventionnels, etc.), le laissant ainsi aux étrangers dont l’avance technologique ne sera plus rattrapable.

Pour créer des emplois, la transition énergétique doit prendre en compte non seulement l’écologie objective (et non pas politique ou médiatique) mais aussi l’économie compétitive (et non pas subventionnée). A défaut, elle détruira des emplois.