Les investissements

Les Cahiers de la DG Trésor – n° 2010-06 – Décembre 2010 – p. 37 _________________________________

Les Cahiers de la DG Trésor – n° 2010-06 – Décembre 2010 – p. 38 _________________________________

- Les ménages investissent dans les équipements thermiques, les équipements solaires photovoltaïques sur bâti et consomment 10 % des biocarburants, ce qui correspond au ratio de leurs consommations dans la consommation totale d’essence et de gazole. S’agissant des filières développées dans le cadre du Fonds Chaleur de l’ADEME, nous supposons que les ménages réalisent la totalité des investissements, à l’exception de la chaleur qui est coproduite par les centrales électriques à partir de biomasse construites par les entreprises. Sous cette hypothèse simplificatrice, les parts de production pour les ménages et les entreprises correspondent néanmoins globalement à celles du rapport du Comop 10.

Les ménages peuvent financer leur investissement dans les énergies renouvelables de deux façons, d’une part en puisant dans leurs ressources financières (en désépargnant ou en s’endettant), d’autre part en réduisant partiellement leur investissement hors ENR (essentiellement les dépenses en biens immobiliers).

Nous faisons ici l’hypothèse que les ménages ne réduisent pas leur investissement hors ENR, mais ne l’augmentent pas non plus par la suite au moment où ils perçoivent les économies de facture énergétique réalisées grâce à leur installation renouvelable : précisément, nous supposons donc que l’aide (cf. la sous-section 2.2) est dimensionnée pour rendre le projet d’investissement juste rentable. L’investissement total des ménages augmente donc exactement du montant de leur investissement dans les ENR.

- Les entreprises investissent dans les sources renouvelables d’électricité (à l’exception simplificatrice du photovoltaïque sur bâti) qui comprennent l’hydraulique, l’éolien terrestre et off-shore, la biomasse et le photovoltaïque au sol. Elles consomment 90 % des biocarburants.

Les entreprises financent leur investissement par l’endettement ou l’émission d’actions et ne substituent pas ces investissements à d’autres. Nous négligeons l’impact de ce surcroît d’investissement sur leurs contraintes de crédit et considérons que le coût de capital est inchangé.

Les hypothèses sur les coûts d’investissement supportés par les ménages et les entreprises sont détaillées dans l’annexe 2. Elles sont réalisées à partir des données du Ministère de l’Écologie, de l’Énergie, du Développement durable et de la Mer (MEEDDM), et notamment du rapport de 2008 de la DGEC, « Synthèse publique de l’étude des coûts de référence de la production électrique ». Nous reprenons également la baisse de coûts dans les filières des ENR retenue dans ce chapitre. Cependant, cette hypothèse est sans doute optimiste : les évolutions observées sur certaines filières (comme le solaire thermique) montrent qu’une politique ambitieuse d’encouragement à l’investissement s’est parfois accompagnée d’une hausse du prix des technologies.

Pour l’énergie nucléaire, nous avons supposé que la durée de construction d’un EPR est égale à 8 ans et sa durée de vie est de 40 ans. Il est à ce stade très difficile d’évaluer le coût d’un EPR produit en série. Selon EDF, le coût d’investissement initial (construction et ingénierie) serait de 2 500 €/kW pour l’EPR de Flamanville pour la production en base (le coût affiché pour le deuxième EPR est encore supérieur).

Toutefois, ces valeurs correspondent aux premières unités construites. Le coût des EPR ultérieurs devrait décroître sensiblement par un effet de série. À ce sujet, l’étude 2003 de la Direction générale de l’énergie et des matières premières, « Coûts de référence de la production d’électricité », indiquait, concernant les paliers antérieurs au N4 (type de réacteur), que « le surcoût de la première paire de tranches a été en moyenne de 25 % par rapport à la moyenne du palier ». En tenant compte de cette majoration de 25 % du coût évalué par EDF pour Flamanville (2 500 €/kW), nous obtenons un coût de 2 000 €. Nous lui avons ajouté les coûts liés aux aléas estimés à 100 €/kW, ainsi qu’un coût de démantèlement qui revient à 55 €/kW⁵². Ainsi cette étude a pris pour hypothèse un coût de construction et d’ingénierie de 2 155 €/kW.

Enfin, nous avons également tenu compte des coûts de pré-exploitation estimés à 84 €/kW.

52 Le démantèlement est supposé intervenir 50 ans après la mise en service. En toute logique, il serait donc préférable de le faire intervenir à cet horizon. Or la question du prolongement des centrales à 60 ans se pose actuellement (e.g. la Nuclear Regulatory Commission a déjà autorisé la prolongation de l'exploitation de certaines centrales à 40 puis 60 ans).

Pour cette raison, nous avons préféré actualiser ces coûts et les intégrer au coût d’investissement. Son coût est supposé s’élever à 15 % de l’investissement initial et il est actualisé au taux de 3 %.

Les Cahiers de la DG Trésor – n° 2010-06 – Décembre 2010 – p. 39 _________________________________

Graphique 1 : impact ex ante des mesures sur l’investissement des ménages et des entreprises (écart en milliards d’euros par rapport au scénario de référence) entre 2009 et 2050 pour le scénario « Grenelle »

Source : Simulation Mésange, calculs DG Trésor.

Lecture : en 2014, dans le scénario « Grenelle », les ménages investissent 6 Md€ et les entreprises 6,8 Md€ dans les ENR.

Graphique 2 : impact ex ante des mesures sur l’investissement (écart en milliards d’euros par rapport au scénario de référence) pour les quatre scénarios envisagés

Source : Simulation Mésange, calculs DG Trésor.

Lecture : en 2014, dans le scénario « Grenelle », l’investissement augmente de 12,8 Md€, dans le scénario « variante Grenelle » de 8,5 Md€, dans le scénario « MDP » de 5 Md€ et dans le scénario « Nucléaire + ENR non électriques » de 5,9 Md€.

De 2009 à 2020, dans les scénarios « Grenelle » et « variante Grenelle », l’investissement supplémentaire des ménages représente des flux annuels moyens compris entre 2,9 et 4,7 milliards d’euros par an ; celui des entreprises est compris entre 4,3 et 5,3 milliards d’euros. Dans le scénario « MDP », le flux moyen d’investissement des ménages est proche de celui du scénario « variante Grenelle » (2,3 Md€/an) et le flux moyen d’investissement des entreprises est inférieur environ de moitié à celui des deux premiers scénarios (2,5 Md€/an). Le flux moyen d’investissement du scénario « nucléaire + ENR non électriques » se situe entre ceux des deux premiers scénarios pour les ménages (3,8 Md€/an) et est évalué à 0,8 Md€/an pour les entreprises (voir le tableau 3 à la fin de la section 1 et l’annexe 2 pour plus de détails).

Au total en 2020, l’investissement total aura augmenté de 120 Md€ dans le scénario « Grenelle », de 87 Md€ dans le scénario « variante Grenelle », de 58 Md€ dans le scénario « MDP » et de 55 Md€ dans le scénario « Nucléaire + ENR non électriques » (voir graphique 2).

Au-delà de 2020, l’objectif étant atteint, les investissements s’interrompent. Toutefois, le renouvellement des équipements induit un regain d’investissement à plus long terme (à partir de 2029). Nous avons supposé que les baisses de coûts se poursuivent selon les rythmes supposés en 2020. Ainsi seules deux technologies, l’éolien off-shore et le photovoltaïque sur bâti, restent non rentables lors du renouvellement des équipements respectivement en 2029 et 2039 (la durée de vie du photovoltaïque étant de 30 ans). À ces dates apparaît une nouvelle vague d’investissement dans ces deux technologies, en différence par rapport

0 1 2 3 4 5 6 7 8

Investissement des entreprises en ENR (en flux annuel, Md€) Investissement des ménages en ENR (en flux annuel, Md€)

-2 0 2 4 6 8 10 12 14

Scénario 1 "Grenelle" Scénario 2 "Variante Grenelle"

Scénario 3 "MDP" Scénario 4 "Nucléaire"

Les Cahiers de la DG Trésor – n° 2010-06 – Décembre 2010 – p. 40 _________________________________

au scénario de référence. Ces deux technologies deviennent matures après 2050 et sont dès lors prises en compte dans le scénario de référence. Pour toutes les autres technologies, le scénario de référence les intègre lors de leur renouvellement en 2029 ou 2039 car elles sont devenues matures et n’ont donc plus besoin de soutien pour se développer. Sur le long terme, l’investissement est donc identique à celui du scénario de référence.