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Les réseaux électriques vont-ils disparaître ?

On n’a pas beaucoup parlé de l’énergie dans la campagne électorale et c’est regrettable car des choix stratégiques doivent être faits aujourd’hui qui engageront la façon dont l’offre et la demande d’énergie vont évoluer dans le futur ; ces choix auront également un impact sur le devenir de nos réseaux de transport et de distribution de l’électricité et du gaz.

La transition énergétique est un terme à la mode, qui traduit l’idée que, de plus en plus, l’énergie consommée sera « décarbonée », décentralisée et digitalisée. La part des énergies fossiles devrait baisser dans le mix énergétique et celle des renouvelables, de plus en plus produites localement, devrait s’accroître fortement. Quant au nucléaire, cela dépendra des options politiques et des contraintes sociétales nationales. Bien sûr, ce processus sera très différent d’un pays à l’autre, plus ou moins fort et plus ou moins rapide, et il ne faut pas sous-estimer les inerties technologiques liées aux équipements utilisateurs d’énergie, ni les habitudes des consommateurs.

Mais au-delà de ces transitions, il y a des mutations qui peuvent avoir un impact à long terme que l’on néglige trop dans les débats actuels. Quelle sera la conséquence d’un développement massif de l’autoproduction d’électricité photovoltaïque sur le devenir des réseaux de transport et de distribution d’électricité ? Ces derniers sont-ils amenés à disparaître à terme lorsque l’on saura stocker l’électricité localement, et du coup faut-il continuer à encourager le développement des interconnexions transnationales comme le souhaite la Commission européenne ? Qui financera alors les réseaux ou ce qu’il en reste ?

Un auto-producteur qui souhaite rester connecté au réseau pour faire face à l’intermittence de sa production doit payer pour cette puissance garantie.

C’est le « syndrome de la dernière maison », celle qui n’a pas opté pour l’implantation de cellules sur son toit. Ne faut-il pas accroître fortement la part fixe du TURPE (tarif d’accès aux réseaux d’électricité) au détriment de la part variable assise sur la quantité de kWh soutirés ? Un auto-producteur qui souhaite rester connecté au réseau pour faire face à l’intermittence de sa production doit payer pour cette puissance garantie. Ne lui imputer des coûts de réseaux qu’au prorata de la quantité d’électricité soutirée, c’est créer des subventions croisées au détriment des autres consommateurs puisque les coûts de réseau sont pour l’essentiel des coûts fixes et non des coûts variables.

Que deviendra la tarification de l’électricité en amont de la chaîne ? Aujourd’hui, le prix du kWh se fixe sur les marchés de gros en fonction du coût marginal (coût variable) de la centrale qui permet d’équilibrer l’offre et la demande et c’est ainsi qu’il est répercuté sur le consommateur final. Cela justifie des prix plus élevés aux heures de pointe qu’aux heures creuses et ces prix élevés procurent une rente infra-marginale aux équipements à faible coût marginal, ce qui permet de financer les coûts fixes de ces centrales. C’est aux heures les plus rémunératrices que les producteurs récupèrent leurs coûts fixes. Que deviendra cette logique dite de « l’ordre de mérite » lorsqu’une proportion importante de la production sera assurée par le solaire et l’éolien dont le coût variable est nul ?

Avec 100% de renouvelables, le marché spot tel qu’il fonctionne actuellement disparaît. Comment alors récupérer les coûts fixes ? A ce prix spot (36% du prix TTC), il convient d’ajouter aujourd’hui les péages d’accès aux réseaux de transport et de distribution (30%) ainsi que le montant des taxes (34%), notamment celles qui financent encore aujourd’hui les renouvelables, pour obtenir le prix TTC de l’électricité payée par un client domestique au tarif bleu.

Va-t-on vers une tarification au forfait comme avec le téléphone mobile ?

Faudra-t-il rendre permanent le mécanisme de capacité que l’on met actuellement en place pour compenser la faiblesse des prix de gros et qui consiste à rémunérer la puissance en même temps que l’énergie ? Faut-il instaurer une tarification de l’électricité basée sur la seule puissance et non un tarif binôme fondé sur la puissance (kW) et l’énergie (kWh) ? Va-t-on vers une tarification au forfait comme avec le téléphone mobile ? Que deviendra la péréquation spatiale des tarifs lorsque chaque région sera autonome en énergie ? Comment la lutte contre la précarité énergétique sera-t-elle prise en compte ? Si l’électricité est produite par chacun et si les réseaux ont disparu, il n’y aura plus besoin de régulateur, l’électricité sera devenue un produit comme un autre et la notion de service public aura vécu.

Il faut réfléchir à ces questions qui renvoient à ce que doit être le partage optimal entre mini, voire micro réseaux locaux et réseaux transnationaux interconnectés. L’industrialisation de nos économies s’est accompagnée d’une interconnexion croissante des réseaux électriques, liée en particulier aux économies d’échelle que l’on pouvait obtenir au niveau de la production d’électricité via des centrales de plus en plus puissantes.

La tendance est inversée et l’électricité décentralisée est devenue ou va devenir très compétitive dans beaucoup de situations. Les énergies centralisées, fossiles ou non, ne sont certes pas prêtes de disparaître mais le partage entre ces diverses formes d’énergie, centralisées ou non, fossiles ou non, ne saurait relever du seul marché. C’est aussi à la politique énergétique nationale, voire européenne, d’en déterminer le tracé et donc d’y réfléchir dans toutes ses dimensions. Selon que l’on optera ou non pour une taxe carbone, une tarification à la puissance ou à l’énergie, le maintien de la péréquation spatiale des tarifs ou son abandon, ce partage ne sera pas le même. C’est aussi à l’État et pas seulement au marché de dire ce qui est bon pour la collectivité.


Commentaires

Bravo pour cette remarquable présentation des questions (nombreuses !) qui se posent et se poseront, sous l'aspect économique.
D'autres questions, techniques, devront être abordées auparavant, qui feront peut-être changer la part des énergies renouvelables dans la production de l'électricité : je pense en particulier à la stabilité du réseau électrique européen.
C'est un réseau à 50 Hz, qui a donc, comme tous les réseaux à courant alternatif, une très grande fragilité dans la tenue instantanée de cette fréquence.
Cher Monsieur,
Votre présentation reste prospective: le concept de transition vers une production locale peu ou pas connectée est un concept intéressant intellectuellement, et peut-être applicable dans certains cas particuliers (île isolée, activité intermittente pouvant fluctuer au gré de la production électrique...), mais bien incompatible avec notre société développée, pardonnez-moi d'être aussi abrupt. Aujourd'hui, on ne sait pas économiquement résoudre l'intermittence des éolien et photovoltaïque seuls: sans énergie "programmable à la demande" (i.e. hydraulique, nucléaire ou fossile), il faudrait être capable de stocker pour les 80% du temps où ces énergies intermittentes ne produisent pas (pas de soleil ou pas de vent, ou parfois trop de vent). De plus, sans énergie programmable mais avec un stockage suffisant, il faudrait quand même installer environ 10 fois plus de puissance installée que la puissance moyenne consommée: le calcul est simple en tenant compte du rendement de conversion/charge et décharge/conversion de 70% des batteries. Il serait utile de rappeler ces fondamentaux au public non-scientifique, et rappeler aussi que les progrès sur les batteries restent très lents, depuis les décennies que les chercheurs et industriels y travaillent: elles restent trop chères. Elles s'usent quand on s'en sert (vie de trois à 6 ans), ce sont donc aussi des consommables non-renouvelables, même si on pourrait en recycler en partie les matières premières. Et les moins chères (acide-plomb) sont déjà fabriquées à grande échelle pour les autos, faire baisser les coûts prendra du temps. Donc seuls et sans stockage, l'éolien et le photovoltaïque ne sont donc pas viable pour les besoins actuels. Les arguments sur leur "compétitivité" qui ne tiennent pas compte de l'intermittence sont inexacts si jamais ces sources devenaient prédominantes. D'autre part, diminuer la consommation de fossiles (chauffage et transports) va nécessiter des transferts vers l'électricité, dont la production devra donc augmenter: les économies n'y suffiront pas. Le véritable enjeu me semble être donc de se préparer à convertir à l'électricité les utilisations de combustibles fossiles actuelles, tout en cherchant les économies au passage. Sans négliger de nombreuses solutions d'appoint, comme le solaire thermique pour l'eau tiède domestique, très développé en Chine. Je dois admettre que le jour où le coût du stockage sera divisé par 50 et le coût des panneaux photovoltaïques par dix, votre approche deviendra non seulement passionnante -elle l'est déjà- mais aussi réaliste: vous conviendrez que nous n'y sommes pas encore. Eolien et solaire peuvent jouer un rôle d'appoint intéressant pour réduire l'empreinte carbone dans les pays où l'électricité d'origine fossile est prédominante. Mais dans notre pays où l''électricité est principalement nucléaire et hydraulique, cela est contreproductif, et paradoxalement une augmentation de ces énergies renouvelables intermittentes se payera d'une augmentation de l'empreinte carbone de l'électricité produite...
Remarque très pertinente de Jean-Luc Legoupil.
Autre point important pourtant non prise en compte dans cette analyse du Pr. Percebois : Aujourd'hui 98% des installations photovoltaïques sont en contrat de revente totale de leur énergie, ce qui nécessite bien une interconnexion à un réseau suffisamment dimensionné. Or l'hypothèse du Pr. part du principe que les sites autoconsomment l'énergie qu'ils produisent, revendent seulement l'excédent et ne consomment sur le réseau qu'en cas de production insuffisante. En effet les prix de rachat du kWh photovoltaïque encouragent vivement la revente en totalité. (je dispose moi-même de 3 kW de panneaux sur mon toit).

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