L’ UNECE alerte sur les coûts complets des électricités intermittentes- Coûts complets et prix de capture ou pourquoi les investissements dans les ENR électriques ne peuvent pas être rentables sans subventions et baissent

A PIEBÎEM, avec d'autres (FED, RETM, CEREME, PNC...), nous insistons depuis longtemps pour que les décisions d'investissement dans l'éolien et le solaire soient basées sur les coûts complets et non les simples coûts de production.. Une publication de la Commission économique des Nations Unies pour l'Europe signalée par la FED lien  propose une méthodologie et donne des coûts complets pouvant atteindre jusqu'à 2,5 fois plus élevés que les coûts de production. Et c'est encore pire pour l'éolien en mer, avec des coûts de raccordements astronomiques. D'autre part, les taux de capture, qui prennent en compte la cannibalisation et la non pilotabilité expliquent la réticence des industriels à investir dans l'éolien… qui ne peut plus être rentable sans subventions et le sera de moins en moins 1) Une première approche vers les coûts réels et complets de l'éolien et du solaire :jusqu'à 250% des coûts de production ; 2) Extraits du rapport de l'Unece : les coûts cachés peuvent être jusqu'à deux fois plus importants que les coûts de production, 3) Taux de capture et cannibalisation des ENR électriques non pilotables…indiquent qu'il ne faut pas investir !

1) Une première approche vers les coûts réels et complets de l'éolien et du solaire :jusqu'à 250% des coûts de production

Un nouveau rapport de la Commission économique des Nations Unies pour l'Europe (UNECE) estime que le coût réel de l'électricité solaire et éolienne est largement sous-évalué par les indicateurs couramment utilisés

Le document critique l'usage du coût actualisé de l'électricité (LCOE), qui mesure uniquement le coût de production d'une installation prise isolément, sans intégrer les coûts indispensables au fonctionnement du système électrique, tels que l'équilibrage, la flexibilité, le renforcement des réseaux ou les services de stabilité.

Selon le rapport, cette électricité présentée par les lobbys ENR comme peu coûteuse à produire peut, une fois l'ensemble de ces coûts pris en compte, revenir jusqu'à deux fois et demie plus chère pour les consommateurs et l'industrie

L' UNECE souligne que le LCOE n'est plus un indicateur pertinent pour orienter les politiques énergétiques et annonce l'élaboration d'un nouveau cadre d'analyse fondé sur les coûts complets du système électrique.

Le rapport pose également la question de la poursuite de subventions publiques massives en faveur du solaire et de l'éolien, alors même que ces technologies sont présentées depuis des années comme les moins chères du marché.

Ce que le coût actualisé de l'électricité mesure bien : le coût théorique de production d'une centrale prise isolément dans des conditions moyennes et idéales

Ce que le coût actualisé de l'électricité ne mesure pas : les coûts d'intermittence (quand il n'y a ni vent ni soleil), les coûts d'équilibrage du réseau, les réserves pilotables nécessaires en permanence, les coûts de renforcement des réseaux, les services système (stabilité, fréquence, tension), la volatilité des prix et ses conséquences, les coûts liés aux événements climatiques extrêmes…

Conclusion du rapport de l'UNECE : Le coût actualisé de l'électricité ne dit rien du coût réel de l'électricité pour le consommateur ou l'industrie- qui peut être jusqu'à deux fois et demie plus important. Lien vers la publication de la FED  ;  lien UNECE : 

2) Extraits du rapport de l'Unece : les coûts cachés peuvent être jusqu'à deux fois plus importants que les coûts de production

« Les indicateurs de coûts axés sur la technologie, comme le LCOE, ne parviennent pas à capturer la réalité du système électrique. Trop souvent, les débats se concentrent sur un seul indicateur (comme le LCOE), ignorant la vision d'ensemble. Passer au-delà des simples indicateurs au niveau de la production pour adopter une approche globale du coût du système oblige à prendre en compte plus de nombreux coûts cachés. En incluant tous les éléments comme l'équilibrage, la sauvegarde, le réseau, la flexibilité, les externalités, nous évitons les surprises, les pics et les perturbations. »

« En adoptant un cadre de répartition des coûts système de l'électricité (SCBOE), le rapport souligne la nécessité de dépasser les coûts au niveau de l'usine et d'inclure plusieurs autres composants importants. Le cadre SCBOE vise à combler l'écart entre les impacts du marché et des coûts au niveau de l'usine et du système en divisant les coûts en composantes clés. Le cadre analytique du SCBOE s'appuie sur des observations de marché à jour et la littérature pour intégrer tous les éléments de coût : écrêtements techniques et économiques, prix de capture du marché, équilibrage de l'énergie, services accessoires, coûts du réseau, externalités et besoins de flexibilité. En tant qu'objectif principal, le SCBOE offre un modèle conceptuel précieux pour comprendre les coûts globaux du système associés aux systèmes électriques. »

Et le résultat – voire graphique ci-joint

Et encore… « Les coûts ne couvrent pas la situation globale : Une analyse complète des coûts du système est essentielle pour estimer la compétitivité globale d'une filière. Mais une approche globale, avec des indicateurs standardisés allant au-delà des coûts, couvrant également d'autres dimensions – notamment la sécurité énergétique, la sécurité opérationnelle, les impacts environnementaux et climatiques, les infrastructures de transport, ainsi que la volatilité et la flexibilité – est indispensable pour permettre les décisions mieux fondées et décider des investissements. « Elle rend visibles les compromis, met en lumière l'innovation et fait le lien entre la complexité technique et une politique claire.

Mais ce n'est pas tout

3) Taux de capture et cannibalisation des ENR électriques non pilotables…indiquent qu'il ne faut pas investir !

Les prix de capture sont les prix auxquels une centrale solaire ou éolienne vend sa production., ceci calculé à partir du prix et de la production effective à chaque moment. C'est en fait la donnée la plus pertinente pour estimer la rentabilité d'un projet car il définit sa valeur financière par sa capacité à générer des revenus. Les prévisions des prix de capture sont parmi les éléments les plus importants lors de la réalisation d'une analyse de modélisation financière pour des décisions axées sur l'investissement.

Les prix de capture permettent de rendre en compte deux facteurs importants dans le monde réel : quelle est l'état de la concurrence au moment où le parc produit ? Tous les parcs éolien en Europe de l'ouest et du nord ont une fâcheuse tendance à produire en même temps et il y a « cannibalisation » des parcs entre eux, surproduction et dans ces conditions, les prix sont bas et la valeur capturée est faible. Et plus il y a de production éolienne, plus la valeur capturée diminue encore. L'autre facteur, c'est l'état de la demande ou plutôt la capacité de la technologie à s'adapter à la demande, à produire beaucoup lorsque la demande est forte et peu quand elle est faible, la pilotabilité ; Les prix de capture récompensent à juste titre les énergies pilotables et sanctionnent les énergies non pilotables.

Cannibalisation et non pilotabilité des ENR électriques comme l'éolien et le solaire, les prix capturés deviennent bien inférieurs au prix moyen du marché, et plus on investit dans de nouvelles productions, plus le phénomène s'aggrave ! (cf les courbes pour le Danemark pour l'éolien et le solaire (NB le taux de capture exprime le rapport de la valeur effectivement capturée à la valeur maximale possible)

Avec la multiplication des épisodes de prix bas voire négatifs sur les marchés de l'électricité, le « capture-price » est désormais la référence pour évaluer la valeur générée par les actifs de production. Et pour les ENR électriques non pilotables comme l'éolien et le solaire, il devient rapidement évident… que la décision d'investir ne doit pas être prise !

Au Danemark, aux Pays-Bas, en Allemagne, au Royaume-Uni, l'échec des appels d'offre non subventionnés est parfaitement logique et prévisible sur cette base

NB Cette démarche est complémentaire de celle des scenarios RTE qui consistait à mesurer le coût d'un scenario complet en fonction du pourcentage de renouvelables, fossiles, hydraulique, nucléaire. (RTE Scenarios Futurs énergétiques 2050 lien ) : Plus le système contient d'ENR et plus il est cher, jusqu'à 20 milliards par an de différence entre un scenario ENR 100% ( à supposer qu'il soit possible) et le scenario N03 (50% de nucléaire, le plus élevé étudié par RTE- ce qui constitue une faille de l'étude- un scénario conservateur à 70% de nucléaire aurait été nécessaire)