Quel Tarif Energétique à l’Horizon ?????

Pour préparer la grande conférence environnementale, une commission d'enquête sénatoriale s'est penchée sur le coût réel de l'électricité afin d'en déterminer l'imputation aux différents agents économiques.

Un coût du kilowatt bas mais qui devrait certainement grimper au fil des ans. Un contexte marqué par l’arrêt des réacteurs japonais et par la fin programmée de la production électronucléaire allemande montre l’importance des investissements qui devront être déployés dans les prochaines années afin d’assurer une autonomie énergétique.

Le constat du rapport de la commission d’enquête, créée à l’initiative du groupe écologiste du Sénat, le 8 février 2012 qui a fait application de son « droit de tirage » et présidé par M. Ladislas PONIATOWSKI dont le rapporteur M. Jean DESESSARD, montre que malgré le faible coût au kWh de l’électricité en France cela n’empêche pas les Français d’avoir une des factures électriques les plus lourdes.

Le rapport révèle que la libéralisation intervenue depuis les années 2000 n’a pas empêché le marché français de rester fortement centralisé et régulé, 94 % des clients résidentiels étant toujours desservis aux tarifs réglementés auprès des fournisseurs historiques, tandis que pour les sites non résidentiels, les fournisseurs alternatifs représentent 20 % des volumes consommés.

Cependant, certains pays ont fait le choix de transférer une partie de leur fiscalité « classique » sur des assiettes énergétiques.

Ainsi, la part totale de la fiscalité pour un consommateur final résidentiel représente 100 €/MWh en Allemagne en 2010, contre 32 €/MWh en France.

D’autre part, il ne faut pas confondre prix au kWh et facture : la consommation dépend du comportement des ménages, et peut varier fortement en raison notamment du développement des nouveaux usages ou du recours au chauffage électrique. Ainsi, la France apparaissait en 2005 comme le pays de l’Union européenne dont la facture moyenne des ménages stricto sensu était la plus élevée (852 € par an contre 438 € en moyenne dont l’Union européenne).

Le rapport étaye par ailleurs, les différents secteurs énergétiques, à commencer principalement par la filière du nucléaire jugée compétitive malgré plusieurs incertitudes.

Le coût du nucléaire est une notion à géométrie variable : même en partant de données identiques, l’approche méthodologique retenue ou l’objectif visé peuvent aboutir à des résultats différents.

Fixer un tarif : l’approche de la commission Champsaur ou de l’ARENH

Calcul d’un coût actuel de production en prenant en compte la part du capital investi qui n’a pas encore été remboursée. Elle permet de répercuter sur les tarifs, comme le prévoit la loi NOME, la compétitivité du parc nucléaire historique, déjà largement amorti, en prenant en compte les travaux d’investissement nécessaires à sa prolongation mais pas ceux qui permettraient, le cas échéant, son remplacement par d’autres moyens de production. Ce calcul au 1^er janvier 2012 révèle un montant effectué par l’Arenh à 42,0 € / MWh

En tenant compte d’une approche du coût courant économique qui intègre la valeur globale du parc de production, sans tenir compte des amortissements. Ce coût permettrait donc, en théorie, de reconstruire, en fin de vie, un parc identique au parc actuel. Cette méthode, appliquée par la CCE, Cour des Comptes, estime le coût à 49,5 € / MWh, avant Fukushima, en y ajoutant l’estimation du programme de maintenance prévu et le post-Fukushima le coût est évalué à 54,2 € / MWh. Hors subsistent plusieurs surcoûts incertains qui grèveront la facture et notamment du mégawatt heure nucléaire passant à près de 75 € si l’on rajoute les coûts de démantèlement (+2,46€/MWh), la gestion des combustibles usés et des déchets (+0,49€/MWh), des surcoûts dont l’inclusion dans le prix de l’électricité dépendent de choix de politique publique ou des opérateurs comme la recherche (+7,11€/MWh), , la sécurité-transparence (+0,56€/MWh), l’assurance du coût majeur (+9,83€/MWh), et enfin des surcoûts beaucoup plus opaques non chiffrable comme le stockage des matières radioactives « valorisables » et externes comme environnement, santé géopolitique.

Plus que des incertitudes, ce sont donc des certitudes sur la filière nucléaire d’une augmentation de la facture énergétique très prochainement.

Plusieurs causes qui grèveront les coûts vers une hausse durable, comme le niveau insuffisant des investissements au début des années 2000, source de baisse de performance et d’avaries ( taux de disponibilité passé de 83,6 % en 2006 à 78 % en 2009) a entrainé le lancement d’un important programme de maintenance sur le parc nucléaire historique, estimé à 50 milliards d’euros en janvier 2011, ainsi que le coût des travaux de sûreté post-Fukushima estimé à 10 milliards d’euros, dont la moitié déjà prévus parmi les 50 milliards du plan d’investissements. Ces investissements représentent les trois quarts du coût de construction historique des centrales (72,9 milliards d’euros selon la Cour des comptes). 

S’agissant de la part des énergies renouvelables, dont l’hydraulique, qui représente encore 12 % de la production électrique, a constitué la totalité de la production électrique d’origine renouvelable française avant le nucléaire.

Au cours de la présente décennie, la part des énergies renouvelables devrait sensiblement croître au sein du bouquet énergétique français, notamment sous l’effet du paquet énergie- climat, qui fixe à la France un objectif de 23 % d’énergie produite à partir de sources renouvelables dans la consommation d’énergie finale brute. La part du renouvelable devra même s’élever à 27 % dans le mix électrique.

Au niveau de l’Union européenne, Eurelectric estime que d’ici 2020, 130 GW de capacités de production renouvelable seront installée, dont 94 GW d’éolien. A cette date, le renouvelable représenterait 45 % de la puissance installée, les énergies fossiles 41 % et le nucléaire 14 %.

Le rapport révèle aussi un fort contraste entre les degrés de maturité de chaque filière, notamment pour la filière de l’éolien terrestre qui apparaît d’ores et déjà comme une filière mature, compétitive par rapport à la plupart des filières non renouvelables, et dont les coûts n’excèdent pas ceux des réacteurs nucléaires EPR actuellement en construction en Europe.

Le coût de la filière de l’éolien terrestre a représenté 82 € / MWh les premières années puis oscille entre 28 et 82 € selon les sites (tarifs de rachat) ces dernières années.

Quant à l’éolien offshore, le coût est beaucoup plus important, la filière étant naissante celui-ci représentera près de 220 € / MWh en 2020 (estimations de la CRE à partir des appels d’offre).

Enfin, s’agissant du photovoltaïque les tarifs ajustés après des débuts non maîtrisés montrent concernant les petites installations que l’on est passé de 580 € jusqu’en mars 2011 à 370,6 € depuis avril 2012. (tarifs de rachat) et sue les moyennes installations autour de 229 € / MWh.

Du point de vue du consommateur, il est clair que la politique de développement de la production d’électricité au moyen de sources d’énergie renouvelable se traduira, dans un proche avenir, par une augmentation du prix unitaire de l’électricité, au travers d’une hausse de la CSPE.

Le rapport montre aussi que la demande croissante d’énergie fait monter l’investissement des moyens de production. La consommation finale d’électricité en France continue à croître, mais sur un rythme de moins en moins soutenu. Cependant, ce ralentissement de la hausse de la consommation totale cache des tendances très différentes selon le secteur considéré. Quand la consommation finale du secteur industriel augmentait de 5 % entre 1990 et 2010, celle du secteur résidentiel-tertiaire augmentait de plus de 70 %.

Au sein du secteur résidentiel-tertiaire, c’est la consommation d’électricité spécifique – dont on rappellera qu’elle représente les deux tiers de la consommation – qui croît le plus rapidement.

La pointe de consommation croît de façon quasiment ininterrompue : elle est passée de plus de 72 GW en 2000 à 102 GW en 2012, soit une augmentation de 40 % en 12 ans (plus 25 % en 10 ans).

Cette augmentation trouve son explication notamment dans la diffusion du chauffage électrique. Elle a de lourdes conséquences en matière d’émission de CO2 (la production en pointe étant carbonée) et pose le problème du dimensionnement du système électrique par rapport à une consommation atteinte quelques heures par an.

Par ailleurs, l’évolution de la facture annuelle d’électricité d’un ménage type ayant souscrit l’option heures pleines – heures creuses consommant 8,5 MWh par an (et donc a priori équipé d’un chauffage électrique).

Les projections sont réalisées à législation constante, sans modification des comportements de consommation et sur la base des hypothèses suivantes :

- la part fourniture comprend l’ARENH, la part marché et les coûts commerciaux ;

- le prix de l’ARENH et le prix de marché de base évoluent en fonction de l’inflation ;

- le TURPE évolue de 2 % par an hors inflation jusqu’en 2016 puis de 3 % hors inflation ;

- l’évolution de la CSPE résulte de l’atteinte des objectifs de programmation pluriannuelle des investissements en matière de développement des énergies renouvelables à l’horizon 2020 ;

- l’inflation est de 2 % par an.

En 2011 la facture annuelle s’élève à 874,5 € en 2020 elle atteindra près de 1307 €

Cette hausse significative provient notamment de coûts de réseaux croissants. Ces coûts doivent entres autres assurer la sécurité électrique des territoires les plus vulnérables, et garder à niveau un réseau dont la performance s’est dégradée : (Temps de coupure équivalent de 42 min en 2002, de 85 min en 2009 et de 73 min en 2011)