2.2.1 Un changement de méthode dans le Bilan prévisionnel pour construire des mix énergétiques bouclés sous l’angle économique aux horizons 2025, 2030 et 2035
Une nouvelle philosophie pour les études de long terme
Les études présentées au chapitre 4 visent à vérifier la conformité de l’équilibre offre- demande avec le critère de sécurité d’alimentation prévu par les pou-voirs publics, en tenant compte des meilleures infor-mations à date. Sur un temps aussi court en effet, la composition du parc de production et la situa-tion en matière de sécurité d’approvisionnement sont essentiellement des résultantes des choix du passé. Il s’agit alors de vérifier si le niveau de sécu-rité d’approvisionnement peut être maintenu dans différentes situations, tout en gardant en mémoire que la responsabilité d’équilibrage demeure celle des fournisseurs – chacun par rapport à son propre périmètre et que les mécanismes économiques existants (marchés de gros ou mécanisme de capa-cité) doivent contribuer à résorber les écarts.
La logique d’élaboration des scénarios présentés aux chapitres 5 à 9 est différente. Sur le temps long, le système se rééquilibre en réaction aux chocs qu’il subit, sous l’effet notamment des signaux que trans-mettent les prix de marché. Ce rééquilibrage n’est ni immédiat (il faut du temps pour construire un nou-veau moyen de production en réponse à un déficit avéré et des prix élevés), ni parfait (dans un contexte d’incertitude et d’aversion au risque, les décisions qui résultent du fonctionnement des marchés peuvent ne pas être optimales et, par exemple, ne pas correc-tement traiter les « événements extrêmes »). Il n’est de plus pas le seul à l’œuvre car une partie impor-tante du parc obéit directement ou indirectement au pilotage public. Pour autant, ce rééquilibrage existe bien : sauf à être entretenues par des subventions,
les situations de surcapacité finissent par se résorber (et c’est bien l’expérience de la France au cours de ces dernières années), et les situations de déficit avéré de capacité conduisent à de nouveaux investissements.
L’analyse sur le temps long est ainsi basée sur le principe de systèmes électriques équilibrés, en France et dans les pays voisins. L’état d’équilibre est par défaut considéré comme celui correspon-dant au critère de sécurité d’approvisionnement (voir chapitre 4). Des variantes présentant des sys-tèmes surcapacitaires ou sous-capacitaires dans les pays voisins ont été testées de manière à garantir la robustesse des résultats (voir chapitre 3).
Dans la présente édition du Bilan prévisionnel et pour la première fois, l’équilibrage des parcs, en France et à l’étranger, résulte d’une modélisa-tion économique permettant de traduire les choix d’investissement ou de déclassement réalisés par les acteurs de marché (voire les particuliers) en fonction des incitations auxquelles ils font face. Le recours à une modélisation économique permet de garantir la cohérence entre les parcs qui résultent des simulations et l’ensemble des hypothèses contextuelles (niveaux de consommation, prix du CO2 et des combustibles, niveau du nucléaire et des énergies renouvelables, etc.) en tenant compte des interactions entre ces variables.
La cohérence économique de l’ensemble des résul-tats du Bilan prévisionnel s’en trouve renforcée.
Une analyse des investissements/
déclassements qui repose sur la
modélisation des décisions individuelles des acteurs de marché et des particuliers Pour chaque scénario, la méthode utilisée dans le Bilan prévisionnel consiste à simuler un mix élec-trique européen économiquement réaliste, sous contrainte de prise en compte des trajectoires
régulées par la puissance publique pour certaines filières (notamment nucléaire, EnR, charbon).
La simulation des décisions d’investissement et de déclassement repose sur un calcul de rentabilité éco-nomique, qui tient compte des coûts totaux auxquels les acteurs font face et des revenus tirés sur les mar-chés (marmar-chés de l’énergie, mécanisme de capacité).
Le développement des énergies renouvelables (en valorisation sur les marchés ou en régime d’auto-production) au-delà des trajectoires soutenues par la puissance publique répond de cette même logique.
Les analyses intègrent une vision pluriannuelle : les décisions d’investissement (ou de déclassement) s’évaluent sur un horizon long. Un taux d’actuali-sation, reflétant le coût moyen pondéré du capital et différent pour chaque filière est considéré. Il est estimé en tenant compte du risque financier encouru par les investissements dans les capacités de chaque filière3. L’ensemble de ces paramètres, importants pour comprendre le résultat des simulations, a fait l’objet de la consultation publique menée au prin-temps 2017 et est présenté en annexe (voir supra).
Ces analyses peuvent également reposer sur diffé-rents « équilibres » du système électrique européen.
Les résultats présentés reposent tous sur l’hypo-thèse que les pays européens mettent en place des mécanismes (quelle qu’en soit la forme) qui conduisent à un niveau de sécurité d’alimentation fixé en nombre d’heures de défaillance (en France, le mécanisme de capacité). D’autres configurations ont été testées pour représenter un marché fonc-tionnant avec des plafonds de prix faibles ou au contraire répondant à des objectifs de sécurité d’ali-mentation très contraignants.
Une modélisation des différents coûts auxquels sont soumises les filières de production
Pour construire le mix électrique à horizon 2035 en considérant les décisions que les acteurs pourraient
prendre (par exemple investir ou fermer des cen-trales existantes) de façon économiquement ration-nelle, il est nécessaire de considérer leur modèle d’affaires. Cette modélisation repose sur une repré-sentation des coûts auxquels ils sont effectivement soumis :
u les coûts d’investissement ;
u les coûts de maintenance et d’exploitation fixes (c’est-à-dire ne dépendant pas de l’énergie effec-tivement produite par le moyen de production) ;
u les coûts variables (dépendant de l’énergie pro-duite par le moyen de production).
Le coût d’investissement comprend par hypothèse le coût de construction de la capacité, les intérêts inter-calendaires à couvrir durant la période de construc-tion et le coût de raccordement de l’installaconstruc-tion.
Les coûts de maintenance et d’exploitation intègrent différents postes dont les loyers, les frais de fonc-tionnement, les assurances, ainsi que l’ensemble des taxes. La modélisation repose sur le principe que les acteurs doivent couvrir ces coûts de façon annuelle.
Une base de coûts établie à l’issue d’une consultation publique
Pour réaliser un tel exercice, il est nécessaire de disposer de bases de coûts précises. Les sources publiques ont été privilégiées pour ce faire, et notamment les travaux de l’Agence internationale de l’énergie et de l’ADEME4. Au-delà, les hypo-thèses structurantes ont toutes fait l’objet de la consultation publique du printemps, qui a permis de confirmer ou d’infirmer certaines références, et de situer les analyses présentées par rapport aux plages d’incertitude existantes.
Dans l’ensemble du document, plusieurs variantes de coûts ont été élaborées afin de tenir compte de trois éléments :
u La sensibilité des scénarios reposant sur la tra-jectoire d’EnR « rythme PPE haut » aux hypo-thèses de coût unitaire des filières considérées
3. Plus le risque sur les revenus est fort, plus le coût moyen pondéré du capital est important. Les énergies renouvelables qui bénéficient d’un régime de soutien permettant d’insensibiliser le revenu aux variations de prix peuvent avoir accès à un capital peu cher. À l’opposé, les filières dont les revenus sont fortement liés aux niveaux des prix de marché sont exposées à un coût du capital élevé.
4. Le rapport de l’Agence internationale de l’énergie de 2015 propose des informations spécifiques pour la France fournies par des acteurs eux-mêmes. Le rapport ADEME 2016 offre une photographie des coûts en France pour la plupart des technologies renouvelables de production d’électricité. D’autres sources de données utilisées concernant de nouvelles technologies (p. ex. batteries, hydroliennes, éoliennes flottantes) s’appuient sur l’étude ETRI réalisée par le JRC, le rapport de la Cour de comptes pour le coût de la filière nucléaire et les rapports «Projected Costs of Generating Electricity 2015 Edition» et «World Energy Outlook 2016» de l’Agence internationale de l’énergie.
comme les moins matures durant la consultation publique (éolien en mer et énergies marines).
u L’évolution plus rapide qu’attendue de certaines filières (par exemple photovoltaïque et éolien en mer) constatée depuis la consultation publique.
u L’optimisation des coûts qui pourrait résul-ter de réaménagements entre technologies renouvelables.
Les scénarios présentés dans les chapitres 6 à 9 sont ainsi quantifiés sur la base d’une hypothèse de coût de production ajustée (« CP ajustée ») dans laquelle les références de coûts pour les renouve-lables sont celles de la consultation publique mais le
« surcoût » (par rapport à l’éolien terrestre) associé à l’éolien en mer et aux énergies marines est neutra-lisé. L’analyse est enrichie d’autres variantes sur les coûts de production renouvelables et nucléaire dans le chapitre 11 pour intégrer, dans l’étude des scé-narios, des sensibilités relatives à ces technologies.
La modélisation économique du Bilan prévisionnel ne nécessite pas d’adjoindre un coût spécifique
« back-up » aux énergies renouvelables. Ce poste de coût est parfois ajouté afin de comparer les éner-gies renouvelables aux autres technoloéner-gies, sur une base supposément égale afin de tenir compte de leur variabilité. Le « coût de back-up » apparaît géné-ralement dans les exercices de comparaison des coûts complets des différentes technologies, expri-més en €/MWh et ramenant ainsi l’ensemble des coûts, notamment des coûts fixes (investissement
et maintenance), à la durée et au taux de charge de l’installation. Il représente ainsi la part des coûts du système électrique nécessaires pour compenser leur caractère intermittent et résulte donc d’une convention, par principe sujette à discussion. Les problématiques propres au réseau déterminées par les scénarios seront approfondies en 2018.
La modélisation économique du Bilan prévision-nel fait émerger un espace d’opportunité pour les flexibilités qui comprend notamment la couverture de la pointe de consommation et la compensa-tion de la variabilité des énergies renouvelables.
Afin d’optimiser le calcul de rentabilité, les décisions d’investissement considèrent l’ensemble de cet espace d’opportunité et non des espaces d’opportunités distincts qui respectivement couvrirait la pointe de consommation ou compenserait la variabi-lité des énergies renouvelables. A contrario, contraindre des flexibilités à ne cibler que la com-pensation de la variabilité nécessiterait globale-ment le recours à plus de flexibilités. En effet, dans ce cas, des flexibilités ne pourraient pas être rémunérées à la fois au titre de la compensation de la production renouvelable et de la couverture de la pointe de consommation.
Les tableaux suivants présentent les données de coût (hors combustibles et CO2) pour les différentes technologies de production considérées dans le Bilan prévisionnel résultant du processus de concertation.
Tableau 2.7 Hypothèses de coûts de stockage lithium-ion stationnaire connecté au réseau de transport
Technologie Stockage Li-ion
Risque de rentabilité 7 %
Durée de vie 10 ans (ou 10 000 cycles)
Coût d'investissement (€/kWpuissance) 160
Coût d'investissement (€/kWhstockage) 360
Coût d’exploitation (€/kW.an) 5
Rendement 90 %
Variation du coût d’investissement en puissance entre 2017 et 2035 -17 %
Variation du coût d’investissement en stockage entre 2017 et 2035 -54 %
Tableau 2.5 Hypothèses de coûts de production – énergies renouvelables
Technologie Éolien
terrestre Éolien en
mer posé Éolien
flottant5 Hydrolien marin
d’investisse-ment (€/kW) 1400 4100 6400 6800 1100 1300 2200 1325 4000 8000 6500
Coût fixe d’exploita-tion entre 2017 et 2035
-15 % -33 % -57 % -18 % -50 % -50 % -50 % 0 % 0 % 25 % 0 %
Facteur de charge
moyen en France 25 % 32 % - 33 % 13 % 13 % 13 % - 51 % 51 % 50 %
Tableau 2.6 Hypothèses de coûts de production (hors combustibles et CO2) – énergies fossiles et nucléaire
Technologie Nucléaire
Durée de vie des installations (ans) 10 60 30 - 30 30 20
Coût d'investissement (€/kW) 600 6500 830 - 1025 450 1600
Coût fixe d’exploitation (€/kW.an) 121 99 36 50 50 26 110
Coût de démarrage – composante de coûts fixes (€/MW) - 25 70 - 20
5. Afin de simplifier le corps d’hypothèses final et faute de disposer de données sur le facteur de charge et le profil de production de l’éolien flottant, l’hypothèse suivante a été retenue : la capacité correspondant à l’éolien flottant (6 GW en 2035) a été assimilée à une capacité d’éolien en mer posé. Les coûts sont plus faibles mais la production l’est également.
6. Afin de simplifier le corps d’hypothèses, la technologie photovoltaïque de toitures résidentielles est supposée être surimposée.
7. Taux d’actualisation de 7 % supposé sans soutien public et supposé à 5 % avec soutien public.
8. Les coûts d’exploitation des centrales au gaz conventionnelles (présentes en Allemagne par exemple) sont supposés identiques à ceux des centrales à cycle combiné au gaz.
9. Les coûts d’exploitation des turbines à combustion au fioul sont supposés identiques à ceux des turbines à combustion au gaz.
10. Les unités de production sont affectées d’un rendement en fonction de leur année de construction. La dernière valeur correspond à celle retenue pour les nouvelles unités.
11. Valeurs retenues pour les centrales au charbon existantes
12. Le rendement des centrales à cogénération au fioul vaut par hypothèse 35 %.
13. Le rendement des turbines à combustion au fioul peut prendre les valeurs de 35 % ou 40 %.