FRANCE : Les énergies renouvelables seront-elles bientôt rentables?

L'éolien et le solaire prennent une place significative dans les mix électriques des pays développés. Comment ont-ils réussi leur percée? Les pays européens offrent différents modèles. Mais tous ces modèles ont leurs limites: la transition d'une économie de subvention à une logique de marché est une affaire complexe. Les énergies renouvelables seront-elles bientôt rentables?

ParisTech Review – La recherche sur la rentabilité des énergies renouvelables exige des données fiables. En dispose-t-elle aujourd’hui?

Michel Cruciani – Les données disponibles ne sont pas toujours structurées aux standards universitaires. Le corpus de connaissances demeure encore modeste, il est beaucoup moins développé que pour le pétrole, le charbon ou l’uranium, par exemple. En outre, dans le domaine des renouvelables, tout change très vite. Enfin, on exclut en général du champ d’une part la pompe à chaleur et le chauffe-eau solaire, car ces deux sources n’exercent guère d’impact sur la collectivité, d’autre part les biocarburants et les usages chaleur de la biomasse, car ces énergies renouvelables dépendent d’une ressource locale qui entre en concurrence avec d’autres usages. Par exemple, la biomasse peut servir à la valorisation du bois dans l’industrie, l’ameublement, la pâte à papier mais aussi comme moyen de chauffage et comme source d’électricité. Cependant, la biomasse d’un pays ne peut pas être développée indéfiniment.

On retrouve le même phénomène avec l’hydraulique, qui est la plus ancienne source d’électricité d’origine renouvelable. Elle dépend d’un potentiel qui reste limité et qui, dans la plupart des pays avancés, a déjà été exploité. Donc, au moment où renaît l’intérêt pour les énergies renouvelables, l’hydraulique n’a plus grand chose à offrir, sauf sous forme de stations de pompage.

En conséquence, les études se concentrent majoritairement sur des ressources pas forcément très nouvelles mais que les progrès technologiques permettent désormais de rentabiliser jusqu’à un niveau quasi-commercial : l’éolien et le photovoltaïque. Les autres sources demeurent confinées soit à des régions particulières, par exemple les zones sismiques pour la géothermie profonde, soit au stade expérimental, comme les énergies marines.

Comment le photovoltaïque et l’éolien se sont-ils approchés d’une rentabilité commerciale?

Autrefois, le photovoltaïque était très cher, donc réservé à des applications comme les satellites. Progressivement, l’essor technique, en particulier dans les semi-conducteurs, a permis de disposer de quantités toujours croissantes de matière première à des prix de plus en plus abordables. Puis on a eu recours à des ressources hors silicium, des alliages de métaux optimisés pour récupérer l’effet photoélectrique. La vague photovoltaïque a commencé vers 1995 et l’Allemagne était en tête, car après la catastrophe de Tchernobyl en avril 1986, un mouvement d’opposition y a vu le jour contre l’énergie nucléaire. Simultanément, la perception du risque climatique augmentait, avec la fondation du GIEC. Et à la fin des années 80, si on souhaitait réduire la part du nucléaire et des énergies thermiques, le renouvelable s’imposait. L’Allemagne et le Danemark ont joué des rôles de leader en installant des éoliennes et des panneaux photovoltaïques en quantités significatives ; l’acquisition d’un savoir-faire et la production en série des composants ont entraîné une baisse des prix des équipements, notamment quand la Chine est entrée dans le jeu.

La rentabilité dépend maintenant du prix que le consommateur est prêt à payer pour ces énergies, en comparaison avec le coût de production du kWh à partir des sources conventionnelles (gaz, charbon, nucléaire).

Comment persuader le marché d’accepter ces énergies?

Comme le nucléaire dans les années 50, les nouvelles énergies – éolien et photovoltaïque – n’étaient pas compétitives par rapport aux énergies déjà installées, qui bénéficiaient d’infrastructures largement amorties. Il a donc fallu fixer des mécanismes de soutien, d’aide et d’incitation. Tous les pays ont tâtonné. L’Allemagne a testé l’aide aux investissements mais cela n’a pas marché. Elle s’est donc convertie à ce qui a fait le succès du Danemark dès les années 90 : l’aide à la production, c’est-à-dire le soutien aux revenus des producteurs, en achetant le kWh produit à un prix supérieur à celui du marché.

Vous citez des exemples européens. L’Europe, justement, a assez d’électricité: elle n’a pas besoin de plus.

L’Europe de 2015 se caractérise par un très bon équipement traditionnel, avec des centrales classiques, y compris nucléaires, et une croissance modérée, voire une stabilisation de la demande. C’est un problème pour les nouvelles énergies. Si le parc conventionnel est bien en place et que vous pouvez prolonger sa durée de vie en vous contentant de remplacer certains composants, il est difficile de faire de la place pour de nouveaux entrants, surtout s’ils arrivent avec un handicap économique. Pour forcer l’entrée, il faut pratiquer des méthodes de « market-pull » : on tire le marché en aidant les producteurs, en leur garantissant des revenus sur longue période. Ils prennent la responsabilité d’investir, de faire des choix technologiques et de produire, en échange d’une rémunération confortable au kWh livré. Ce schéma s’est étendu au photovoltaïque. La conviction, c’est qu’en aidant le marché et les producteurs, vont se développer un phénomène d’apprentissage et un effet d’échelle qui se conjugueront pour aboutir à une baisse des prix jusqu’au niveau où ces énergies deviendront aussi compétitives, voire plus compétitives, que les énergies en place. Simultanément, on fait du « technology push ». On finance la recherche, par exemple pour obtenir des modules photovoltaïques ayant un meilleur rendement et des éoliennes tournant même par vent faible.

D’autres systèmes d’incitation ont-ils donné des résultats?

La Grande-Bretagne, l’Italie et la Suède ont choisi des solutions de marché appelées « certificats verts », mais les études montrent que ces solutions se révèlent moins efficaces et souvent plus onéreuses que les solutions de revenus garantis. Le mécanisme se résume ainsi : d’une part, le producteur d’une énergie renouvelable vend les MWh qu’il produit, d’autre part, chaque MWh donne droit à un titre appelé « certificat vert », qui est vendu sur un second marché. Dans ce dispositif, quiconque vend de l’électricité à un consommateur final doit remettre un certain nombre de certificats verts à une autorité publique, au pro rata de sa vente. Soit il possède lui-même des sources renouvelables avec les certificats correspondants, soit il les achète sur le second marché. En théorie, le marché des certificats verts complète le marché des MWh et il est assez incitatif pour convaincre les producteurs de se lancer dans l’investissement. Mais ça ne fonctionne que si les fournisseurs du consommateur final écopent d’une pénalité quand ils n’ont pas assez de certificats. Or les pénalités ne sont jamais assez élevées et il est souvent plus intéressant de payer cette pénalité que d’acheter les certificats verts. En outre, le marché des certificats verts est volatil ; il dépend beaucoup de la météo (soleil et vent) ; la validité des certificats verts est limitée à un an : on ne peut pas les stocker. De ce fait, pour couvrir le risque de ne pas trouver acheteur pour leurs certificats verts, les producteurs d’énergies renouvelables prennent des marges importantes au moment de l’investissement et les prix grimpent.

Les systèmes danois, français ou allemands, qui imposent aux fournisseurs d’électricité d’acheter toute la production des renouvelables pendant 10 à 20 ans à des tarifs fixés par l’administration, ne sont-ils pas plus efficaces ?

Par certains côtés oui, et notamment pour la sécurité qu’ils offrent aux investisseurs. L’Europe est séparée entre pays ayant adopté l’un ou l’autre des systèmes. La Belgique possède les deux, les certificats en zone flamande, les revenus garantis en Wallonie. L’Italie est passée des certificats aux revenus garantis.

Mais, à la vérité, le système des achats garantis présente aussi des inconvénients. Si les prix de marché baissent très vite, par exemple quand on est capable de fabriquer des éoliennes plus simples ou quand un pays se lance dans le solaire de masse, le prix garanti se retrouve beaucoup trop élevé par rapport au coût réel de production d’un MWh éolien ou photovoltaïque. Si le législateur ne suit pas attentivement le marché, il peut continuer à subventionner à un prix garanti sans lien avec la dépense. L’effet d’aubaine attire alors d’autres producteurs, ce qui fait encore baisser le coût d’installation et augmente davantage l’écart entre le coût de production et le prix garanti, et ainsi de suite. Naturellement, le prix garanti est, in fine, répercuté sur le consommateur final et on aboutit à des hausses de tarif ou à des dettes. La France a mieux réussi à piloter le dispositif que certains pays voisins.

Le renouvelable est-il socialement équitable à l’égard des producteurs ?

Pas vraiment. Ainsi, les zones rurales, ensoleillées ou bien ventées, détiennent un gros avantage sur les zones urbaines denses. Par ailleurs, il faut des capitaux propres ou une banque pour financer l’investissement. Pour les industriels, les gens aisés avec des connexions bancaires, c’est beaucoup plus facile que pour des citadins à faibles ressources. Bien sûr, ils peuvent rejoindre une coopérative d’investissement, mais ils ne toucheront qu’un revenu proportionnel à leur mise. Autre conséquence sociale déjà évoquée : le surcoût payé au producteur de renouvelable gonfle la facture de tout le monde. Pour un consommateur aisé, la part de son revenu consacré à l’électricité est faible. Mais pour un consommateur plus modeste, cette facture devient une lourde charge dans son budget. Il est pénalisé. On assiste aujourd’hui en Europe à un accroissement mesurable de la précarité énergétique, en partie due à l’augmentation des tarifs et donc à la croissance rapide des subventions aux renouvelables.

Est-il si difficile d’affiner les subventions?

Le législateur a pris conscience du fait que le tarif doit baisser régulièrement. Même si ce n’est pas encore le cas partout, dans la plupart des pays d’Europe, le système de prix garantis ressemble désormais à un escalier. Chaque année, voire chaque trimestre, le prix descend d’une marche. Cela pousse les producteurs à rechercher en permanence les technologies les plus performantes… ou les moins chères. Dans certains pays, la différence de coût de production entre conventionnel et renouvelable s’est beaucoup réduite, au point de tendre vers zéro. Dans ces pays, on pourra supprimer les prix garantis. Le producteur pourra vendre directement au consommateur ou produire pour ses besoins propres. La baisse du coût du kWh issu du photovoltaïque, par exemple, devient favorable à la grande distribution, qui peut installer des panneaux solaires à grande échelle sur les toitures des supermarchés. On va ainsi voir apparaître des niches économiques nouvelles.

Le fait que les réglementations sont tantôt nationales, tantôt communautaires, nuit-il à l’équilibre au sein de l’Union européenne?

Il est vrai que la politique d’un pays peut déborder sur un autre. C’est le consommateur allemand (les ménages et une partie des industriels) qui paie pour la quantité importante d’électricité d’origine photovoltaïque ou éolienne produite en Allemagne, de l’ordre de 20 % de la production allemande totale. C’est considérable, car ce chiffre concerne toute l’année. Or le soleil brille surtout en été et jamais la nuit. Même irrégularité pour le vent. Donc, pour avoir 20 % d’éolien et de photovoltaïque, il faut un parc de production très important. Qui, à certaines périodes, produit plus que ne peut en écouler le réseau allemand. Les kWh excédentaires débordent alors sur les pays voisins, car ces kWh gardent une priorité d’accès en vertu d’un règlement européen. Ils sont déjà payés par le consommateur allemand et la France, comme d’autres pays riverains, les importe à bas coût. Pour l’instant, le phénomène n’est pas d’une ampleur telle que cela déclenche des problèmes politiques en Allemagne.

Mais comment être certain que le marché est globalement équilibré?

Le marché est conçu pour qu’il existe toujours un acheteur pour chaque kWh produit. Comme les producteurs d’électricité d’origine renouvelable sont rémunérés en fonction de tarifs fixés indépendamment du marché, on peut ensuite vendre ce courant à un prix faible, voire nul, voire négatif. Le producteur, lui, touchera toujours ce qui est garanti dans son contrat. Depuis 2011, plusieurs fois par an, pendant quelques heures, le prix devient négatif sur le marché de gros, c’est-à-dire le marché sur lequel s’approvisionnent les gros industriels. On les paie pour consommer ! Cela n’est pas vrai pour les particuliers, qui ont souscrit un contrat à l’année. Mais en France, cet afflux de renouvelables allemands pousse les prix du marché à la baisse, ce qui creuse l’écart avec le prix garanti et déstabilise les producteurs français. On peut affirmer que la cause de ce phénomène se situe outre-Rhin, car la part des renouvelables lourdement subventionnés en France, éolien et photovoltaïque, reste faible, de l’ordre de 5% de la production. Dans notre pays, l’hydraulique et la biomasse représentent encore l’essentiel de l’électricité d’origine renouvelable.

Comment l’Europe peut-elle arbitrer sa transition énergétique?

Le parc conventionnel européen date des années 60. Il est vieillissant. Construire une nouvelle centrale à charbon ou une nouvelle centrale nucléaire coûte aujourd’hui cher en raison des règles d’environnement et de sûreté. Le coût du kWh qui en résultera sera donc comparable à celui des renouvelables – en gardant à l’esprit que le prix n’est pas tout, et qu’un kWh garanti, issu du parc conventionnel, n’a pas la même valeur qu’un kWh intermittent, issu des renouvelables. On peut imaginer que la transition s’effectuera ainsi. Mais si les prix de marché restent encore trop longtemps orientés à la baisse, personne ne va construire ces nouvelles centrales, pourtant indispensables en l’absence de vent et de soleil.

Dans ce cas de figure, on ne pourra pas se passer de subventions pour les énergies renouvelables. C’est l’effet de « cannibalisation » : les renouvelables, poussant le marché à la baisse, ne peuvent plus se passer de subvention car le prix de marché ne suffit plus à les rémunérer, même si elles font des progrès.

Comment sortir de cette spirale de «déflation énergétique»?

Pour que les prix de marché repartent à la hausse, il faudrait un investissement en centrales conventionnelles modernes. Mais il n’existe pas vraiment de besoin de capacité supplémentaire en raison de l’arrivée constante de nouvelles quantités d’origine renouvelable et d’une consommation stagnante. Une des réponses possibles consiste à retarder la fermeture des centrales conventionnelles. Le comble, c’est que celles qui sont fermées actuellement ne sont pas celles qui sont trop vieilles, mais les plus récentes car elles sont trop chères et ne parviennent plus à s’aligner sur les cours du marché. Surtout les centrales à gaz. Depuis 2011, elles ne sont plus compétitives à cause du charbon américain, produit près des ports de la côte Est et qui se déverse sur l’Europe parce que les Américains ont désormais du gaz de schiste moins cher. Cela pousse le prix du charbon à la baisse. Conséquence : les centrales à gaz européennes, qui sont les plus modernes du monde, ferment, en particulier en Allemagne, où l’on construit des centrales à charbon beaucoup plus polluantes !

Il faudrait que le pétrole tombe nettement sous la barre des 50 dollars le baril pour que le gaz retrouve des couleurs en Europe face au charbon (le prix du gaz est en général indexé sur celui du pétrole). On met à l’arrêt des centrales conventionnelles dans tous les pays équipés pour recevoir le courant d’origine renouvelable produit massivement en Espagne, en Allemagne, au Portugal et au Danemark. Mais attention, si on attend trop longtemps pour renouveler les centrales, il y aura un effet de falaise : un mur d’investissement à payer pour remplacer un parc amorti et bon marché par un parc neuf très cher.

Tous les pays avancés sont-ils à la même enseigne?

La Grande-Bretagne est isolée du continent, ce qui pourrait être une chance, le pays disposant ainsi d’un temps supplémentaire pour s’adapter. Mais la Grande-Bretagne n’a pas ce luxe. Son parc conventionnel, notamment nucléaire et charbon, est beaucoup plus vieux qu’en France ou en Allemagne. Le pays doit donc accélérer le renouvellement, d’où son achat de centrales nucléaires françaises. Quant aux autres grands pays, aucun n’a une consommation électrique aussi stable qu’en Europe. Les États-Unis, le Brésil, la Chine, les grands pays émergents, qui introduisent des incitations aux renouvelables, bénéficient d’une croissance soutenue de la consommation électrique. Donc la nouvelle capacité vient combler une demande en hausse, sans pression ni concurrence sur la production existante. Il n’y a pas éviction d’acteurs comme en Europe.

La cohabitation du renouvelable et du conventionnel sera-t-elle un jour stabilisée?

Chaque pays cherche des solutions. La France a mis au point des mécanismes de capacité. Pour compenser l’intermittence des renouvelables, des centrales conventionnelles demeurent nécessaires pour prendre le relais. Il faut rémunérer ces centrales. Sur la facture, c’est la part fixe, l’abonnement qui pourrait jouer ce rôle. L’abonnement pourrait augmenter pour rémunérer les producteurs qui conservent leurs centrales, voire en construisent de nouvelles bien adaptées au suivi de charge : capables de démarrer rapidement, de monter vite en régime, pour faire face aux fluctuations du vent et du soleil. L’Allemagne n’a pas souhaité développer ce mécanisme de capacité parce qu’elle détient des surcapacités conventionnelles plus importantes que celles de la France. Elle a instauré des réserves stratégiques : les producteurs ne peuvent pas fermer leurs vieilles centrales sans une autorisation du ministre ; ils perçoivent une indemnité en échange de leur maintien en service.

Le rapport aux prix de l’électricité est-il homogène en Europe?

Non, il existe de grosses différences. Les pays qui ont beaucoup misé sur le renouvelable ont accepté des coûts élevés. C’est le cas en Allemagne ou au Danemark. Le rapport aux prix dépend parfois de raisons extérieures au système énergétique. En Allemagne, par exemple, du fait du tassement démographique, l’immobilier est beaucoup moins cher qu’en France – pas de constructions de maison neuves, d’universités ou d’écoles – et donc l’augmentation rapide du prix de l’électricité est socialement acceptable. En outre, les Allemands se chauffent très peu à l’électricité. L’Allemagne pouvait donc s’offrir une électricité très chère, d’autant plus chère que pour ménager son industrie, une partie des entreprises sont exonérées du surcoût, celui-ci étant reporté sur les consommateurs domestiques. La situation est comparable au Danemark. En Espagne, en revanche, il était prévu que l’Etat assume le surcoût lié au renouvelable. La dette énergétique de l’État a gonflé pour atteindre plusieurs dizaines de milliards d’euros. Subitement, avec la crise de la dette souveraine, l’Espagne s’est déclarée incapable de payer le prix promis au producteur. Les Espagnols qui s’étaient endettés pour investir dans le solaire ou l’éolien se retrouvent dans une situation très difficile.

Source : Paris Tech Review - Michel Cruciani