Quel est le juste prix de l'électricité ? N'importe quoi entre zéro et 50 centimes du kWh, voire plus. Quiconque expose que le juste prix c'est tant et pas autre chose ne fait, en pratique, que fournir le résultat d'un calcul qui a supposé une foultitude d'hypothèses. S'il reprend le résultat sans avoir fait le calcul, l'avocat d'un prix donné se fait alors le porte-parole d'hypothèses bien précises, sans toujours en avoir conscience...
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Qu'est-ce que "produire" de l'électricité ? Sur le plan physique, cette expression désigne une opération on ne peut plus simple : transformer une énergie dite primaire, c'est-à-dire que l'on trouve dans l'environnement (du gaz, du charbon, une chute d'eau, etc) en de l'électricité d'une part, et des "pertes" d'autre part. Ces dernières correspondent à la fraction de l'énergie entrante dans une centrale qui ressort sous forme de chaleur non valorisée.
Le plus souvent il s'agit de la chaleur évacuée par un système de refroidissement, mais ce peut être aussi de la chaleur perdue dans des gaz d'échappement (cas des centrales à charbon, à fioul ou à gaz), ou dissipée par friction, comme par exemple dans le cas d'un barrage (à cause du frottement de l'eau contre les conduites forcées ou des pièces diverses de la turbine) ou d'une éolienne (friction de l'air contre les pales ou friction des pièces mobiles contre les pièces fixes).
Rappelons que 85% de la production électrique mondiale (en 2011) est effectuée en commencant par faire bouillir de l'eau pour ensuite faire tourner une turbine à vapeur (ce qui vaut pour les centrales à charbon, à gaz, à fioul, et nucléaires, l'ensemble de tout cela s'appelant centrales thermiques). Les seules centrales thermiques qui n'utilisent pas de cycle vapeur sont des turbines à combustion, sorte de moteurs d'avion fixés au sol où ce sont directement les gaz de combustion qui entraînent une turbine (comme pour un avion). Leur rendement est mauvais et elles servent pour l'hyper-pointe, quelque centaines d'heures par an.
Décomposition par type d'énergie primaire de la production mondiale d'électricité en 1973 et en 2007. Le charbon représente environ 40% de l'ensemble depuis de nombreuses décennies. Charbon, gaz, pétrole et nucléaire sont les modes dits thermiques (on utilise l'expression "thermique à flamme" pour le charbon, le pétrole et le gaz). La catégorie "other" regroupe la valorisation des déchets, la biomasse, l'éolien, la géothermie, le marémoteur, le photovoltaïque, etc.
Source : AIE, key energy statistics, 2009.
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Quand la chaleur n'est pas valorisée, le rendement de ce genre d'installation oscille entre 20% pour une turbine à combustion ou une très mauvaise et très vieille centrale à charbon (45% pour les plus performantes) et 55% pour la plus performante des centrales à gaz (avec cycle combiné : on utilise à la fois la vapeur produite pour une turbine à vapeur, et les gaz de combustion - qui sont uniquement composés d'azote, de CO2 et vapeur d'eau, donc rien de très corrosif - pour faire tourner une turbine à gaz). Sans cycle combiné, le rendement d'une centrale thermique neuve plafonne actuellement à 45%, mais ce n'est pas le cas du parc dans son ensemble, qui comporte de nombreuses unités plus anciennes. Le rendement moyen des centrales à charbon dans le monde - qui est égal au rendement moyen des centrales nucléaires dans le monde - est de 33% environ.
Quand la chaleur est valorisée, on parle alors de cogénération, et le rendement de l'installation s'obtient en ajoutant ce qui sort sous forme d'électricité et sous forme de chaleur utile (par exemple pour alimenter un réseau de chauffage urbain) et en divisant cet ensemble par l'énergie entrante (il reste toujours des pertes). C'est seulement à cette condition - la valorisation de chaleur - que l'on peut atteindre 80% de rendement (le reste part dans les fumées et les frottements). Cette cogénération peut se faire avec tous types de centrales thermiques (il existe aussi des installations de cogénération sur des centrales nucléaires).
Pour "produire" de l'électricité, il faut donc, en pratique :
un dispositif de conversion, appelé "centrale électrique",
Une centrale n'est donc jamais indépendante d'un système plus large dans lequel elle s'inscrit : il faut en particulier qu'existent des industries permettant son approvisionnement en énergie entrante (industrie charbonnière, gazière, minière pour l'uranium, etc), un réseau électrique capable d'évacuer l'électricité produite (qui n'est pas différente selon qu'il s'agit d'une centrale à gaz ou nucléaire !), et qui sache faire correspondre à tout moment la puissance injectée par les centrales avec la puissance soutirée par les consommateurs car, par sa nature même (des électrons en mouvement), l'élecrtricité ne se stocke pas.
Il faut aussi des entités permettant la surveillance des installations, qu'il s'agisse de la conformité des rejets polluants ou de la température de sortie des eaux de refroidissement pour une centrale thermique, du respect des débits d'étiage pour un barrage ou de la conformité des rejets radioactifs pour une centrale nucléaire. Il faut aussi des filières industrielles - et la R&D amont - pour concevoir, construire et maintenir les centrales, bref il en faut des choses !
Pour bien faire les choses nous allons commencer par parler argent avec... ce qui ne coûte rien à personne ! Et pourtant c'est l'essentiel, car ce qui ne coûte rien à personne c'est l'existence de l'énergie primaire. De fait, personne sur terre n'a jamais rien payé pour laformation du pétrole ou du charbon, pour la formation des montagnes et l'existence d'un cycle de l'eau, nécessaires pour l'hydroélectricité, pour l'existence de noyaux fissiles dans la croute terrestre, ou encore pour que souffle le vent ou brille le soleil. Au risque de surprendre quelques partisans des énergies "vertes", rappelons que le pétrole est tout aussi gratuit que le vent, personne n'ayant payé quoi que ce soit pour leur existence sur cette planète dans un cas comme dans l'autre.
Ce qui est payant, quelle que soit l'énergie primaire considérée, c'est la rémunération qu'il faut verser aux hommes pour extraire de l'environnement un kWh qui s'y trouve déjà, sous forme de pétrole ou sous forme de vent. Dans notre système économique, le "prix" d'un objet - fût-ce un baril de pétrole - n'est que la somme des rémunérations - salaires et rentes - reçues par les hommes pour passer des ressources initiales, gratuites, à l'objet terminé constitué de ressources transformées (ou à la ressource extraite de l'environnement).
Si l'existence d'une énergie primaire ne coûte rien à personne, sa mise à disposition de la centrale électrique va par contre coûter la contribution humaine permettant son extraction et son acheminement. Ainsi :
le travail humain d'extraction et de lavage du charbon, qui vaut de 15 à 35 dollars la tonne,
30 à 150 dollars la tonne de charbon-vapeur, cela signifie 3,5 à 17 euros le MWh de charbon (attention ! il ne s'agit pas de MWh électrique, mais bien du contenu énergétique de la combustion du charbon). Avec un rendement moyen de 33% d'une centrale à charbon, cela signifie que l'achat du charbon va représenter 10 à 50 euros par MWh électrique en sortie de centrale (qui n'est pas le prix auquel le particulier ou l'industriel paye son électricité, on y viendra plus bas !). Rappelons qu'un MWh c'est 1000 kWh.A l'arrivée, le prix du MWh de gaz se promène entre 6 euros (aux USA mi-2012) et 40 à 50 euros (Japon, arrivé sous forme liquéfié, 2012). Avec un rendement moyen de 45% d'une centrale à gaz, cela signifie que l'achat du gaz va représenter de 15 à 110 euros par MWh électrique en sortie de centrale.A l'arrivée, le prix du MWh de pétrole vaut 10 euros quand le baril est à 20 dollars (ce qui a été le cas pour l'essentiel du 20è siècle en dollars constants), et 50 euros quand le baril est à 100 dollars. Mais... à nouveau, les centrales achètent du fioul lourd, qui est coté de manière distincte du pétrole, et vaut environ 700 dollars par tonne en 2012, soit... un peu plus de 50 euros le MWh (donc le même prix que le pétrole à un poil près). Avec un rendement moyen de 35-40% d'une centrale à fioul, cela signifie que l'achat du fioul lourd va représenter 30 à 150 euros par MWh électrique en sortie de centrale (et cela explique pourquoi ces centrales sont généralement dédiées à la pointe, au moment où le prix de marché du MWh "de gros" dépasse cette valeur).L'uranium se vend alors 15 à 50 dollars par livre d'oxyde d'uranium (U3O8), soit 40 à 130 dollars par kg d'uranium. Or un kg d'uranium naturel fournira 6 grammes de matière fissile, qui libèrera environ 70 MWh de chaleur. Cela signifie que l'achat de l'uranium va représenter 0,5 à 1,5 euro par MWh de chaleur. Une centrale nucléaire ayant un rendement de 33% en moyenne, cela signifie que l'uranium lui-même représente 1,5 à 5 euros par MWh électrique en sortie de centrale. Mais l'essentiel des centrales nucléaires ne consomment pas de l'uranium naturel, mais de l'uranium enrichi. Le coût du reste du cycle amont du combustible (enrichissement, fabrication des assemblages de combustible, etc) conduit grosso modo à un doublement du coût de l'uranium naturel, soit 3 à 10 euros par MWh électrique, en fourchette large, pour le coût du combustible "prêt à être mis dans le réacteur".Pour le nucléaire il y a bien sûr la gestion des déchets, mais cela n'est pas la mise à disposition de l'énergie primaire, et ce point est donc abordé plus bas, dans les coûts d'exploitation non liés au combustible (le nucléaire n'est pas le seul à en avoir).
Pour les autres modes (hydroélectricité, vent, soleil, etc), la mise à disposition de l'énergie primaire ne coûte rien, car à la différence des modes ci-dessus, pour lesquels l'extraction de l'énergie primaire de l'environnement se passe ailleurs que là où est la centrale, pour les énergies renouvelables le dispositif de production électrique est mis pile là où se trouve l'énergie primaire (le barrage là où il y a de l'eau pouvant chuter, l'éolienne là où il y a du vent, le dispositif géothermique là où il y a de la chaleur souterraine, etc). Une autre manière de conclure la même chose est qu'il n'est plus possible de séparer mise à disposition de l'énergie primaire et gestion de la centrale, car c'est le même dispositif qui fait tout.
On se résume ! Voici donc les coûts de la mise à disposition du combustible pour les divers modes de production électrique actuellement utilisés.
Charbon
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Gaz
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Pétrole
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Nucléaire
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Autres
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| Coût du combustible, euros par MWh d'énergie entrante (min historique) |
3,5
|
6
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10
|
1
|
0
|
| Coût du combustible, euros par MWh d'énergie entrante (max historique) |
17
|
50
|
50
|
3
|
0
|
| Rendement typique d'une centrale (parc installé) |
33%
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45%
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35%
|
33%
|
sans objet
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| Coût du combustible, euros par MWh électrique (min historique) |
10
|
13
|
30
|
3
|
0
|
| Coût maximum du combustible, euros par MWh électrique (max historique) |
50
|
110
|
150
|
10
|
0
|
Attention : les coûts minimum et maximum ci-dessus sont pour le passé ! Pour l'avenir ca pourrait être différent... et nous y revenons plus bas.
Après la source d'énergie primaire, il faut régler un autre point de détail : disposer de l'installation de conversion (de l'énergie primaire en électricité) qui s'appelle une centrale électrique. Cette "chose" va devoir être construite (ce qui coûte un bras) et gérée ensuite (ce qui coûte quelques orteils). Avant d'aller plus loin, attardons nous sur une petite subtilité sur les unités qui est parfois la source de (très) grosses erreurs. Pour l'énergie produite ou consommée, dans les comparaisons on ramène tout à des unités... d'énergie (ouf), la plus orthodoxe étant le joule, d'autres un peu moins orthodoxes étant le kWh (3,6 millions de joules) ou le British Thermal Unit (1059 joules, ah ces anglo-saxons...), et les plus inorthodoxes étant la tonne équivalent pétrole (environ 42 milliards de joules) ou le baril équivalent pétrole (5,72 milliards de joules, excusez du peu).
Mais quand il s'agit de centrales électriques, on se met à parler puissance, car c'est cela qui conditionne le coût de construction. Et, en pratique, quand on parle de la puissance d'une installation, parfois appelée puissance nominale, ce que l'on désigne en fait est sa puissance maximale (mais on peut bien sur la faire fonctionner en-dessous). Voici quelques ordres de grandeur :
Les coûts de construction se rapportent toujours à la puissance installée. Le tableau ci-dessous donne des fourchettes de coût pour un certain nombre de centrales.
Hydraulique
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Charbon
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Gaz
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Nucléaire
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Eolien à terre
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Eolien en mer
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Photovoltaïque
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| € par kW installé |
600 - 5000
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1000 - 2000
|
500 - 1000
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3000 - 4000
|
≈1000
|
3000-4000
|
1500 à 4000
|
| Montant pour 500 MW (milliards d'euros) |
0,3 - 2,5
|
0,5 - 1
|
0,25 - 0,5
|
1,5 -2
|
≈ 0,5
|
1,5 -2
|
0,75 - 2
|
On voit facilement ci-dessus que le coût de construction le plus bas concerne le gaz, puis vient le charbon, puis l'hydraulique et le nucléaire. L'éolien ne coûte pas très cher en apparence, mais comme son taux d'utilisation est bien plus bas, la contribution par kWh produit est bien plus élevée. On en reparle ci-dessous.
Comme en pratique l'électricien assure rarement lui-même la construction de la centrale qu'il va exploiter ensuite, les valeurs ci-dessus correspondent à ce qui sera payé au constructeur de la centrale par l'électricien. Mais pour obtenir la contribution de l'investissement initial au coût de production du MWh il ne suffit pas de diviser le coût de construction par la quantité totale de MWh produits par l'installation pendant sa durée de vie. Un petit peu de finance est passé par là, comme nous allons le voir !
L'électricien a donc payé "cash" (même s'il a du emprunter de l'argent pour cela) le coût de construction. Par contre, ses recettes ne vont pas arriver en une nuit : elles rentreront au fur et à mesure des kWh qu'il vend, et il va vendre des kWh pendant toute la durée de vie de l'installation (enfin au moins il le pense, et c'est comme cela qu'il fait ses calculs).
Comment l’exploitant fait-il pour inclure le coût de construction dans le prix de vente du kWh ? Il va commencer par diviser le coût de construction par la durée de vie, et cela donne la somme qu’il doit imputer chaque année à l’amortissement de la construction. Mais ensuite il va généralement considérer que si l’argent non encore amorti n’avait pas été bloqué dans l’infrastructure, il aurait été placé "ailleurs" et aurait fait des petits.
Dans le calcul de son prix de revient, il va donc faire "comme si" il avait emprunté la totalité de l'investissement, dont il remboursera chaque année une partie. Cette partie correspond au coût de construction divisé par la durée de vie, et augmenté chaque année des intérêts de portage entre le moment où il a sorti l'argent et l'année où il rembourse (grace à la vente de l'électricité). Le taux auquel ces intérêts de portage sont calculés s'appelle un taux d'actualisation.
Combien vaut ce taux ? C'est toute la question, et cela dépend en premier lieu du fait que l'argent ait effectivement été emprunté ou pas. Si l'électricien a vraiment du aller voir son banquier pour construire sa centrale, ce taux sera nécessairement supérieur au taux d'intérêt de l'emprunt. Si l'électricien a trouvé son argent autrement (bénéfices réinvestis, augmentation de capital, obligations, etc), le niveau de ces intérêts dépend des attentes des personnes ou entités qui ont permis la disponibilité de l'argent. Dans tous les cas de figure, il y aura effectivement de l'argent qui va sortir de ses poches au titre de la rémunération de l'argent utilisé, qu'il s'agisse d'intérêts (emprunts, obligations), de plus-values ou de dividendes (apports en capital).
Dans tous les cas de figure, ce taux d'actualisation dépend généralement du "potentiel de croissance de l'économie". En effet, si "on" s'attend à un taux de croissance très élevé, on se dit alors que quel que soit l'endroit où l'argent est placé il rapportera beaucoup, et cela pousse à augmenter le taux d'actualisation. Par contre, si nous sommes en récession, les agents économiques s'attendent globalement à gagner moins d'argent par euro de capital placé quelque part.
La valeur choisie pour ce taux d'actualisation ne peut donc pas être définie par une loi rigoureuse. On peut éventuellement l'approcher par l'expérience en demandant à un agent économique donné si il préfère avoir 100 tout de suite ou 100+x dans un an en plaçant son argent. Si x = 0, il est évident que presque tout le monde préfèrera avoir l'argent tout de suite plutôt que la même somme plus tard. Si x = +∞ tout le monde acceptera d'attendre un an pour gagner la grosse cagnotte du Loto. Et il y a une valeur de x, "quelque part" entre 0 et l'infini, pour laquelle la personne à qui on pose la question dit que les deux éventualités sont équivalentes. C'est une valeur empirique du taux d'actualisation pour cette personne. Plus ce taux est élevé, et plus la préférence pour le présent est forte : il faut alors payer beaucoup plus pour que la personne qui doit encaisser de l'argent accepte d'attendre.
Ce taux d'actualisation est donc dépendant :
Pourquoi cette longue dissertation sur un élément qui peut paraître abstrait ? Parce que sur des installations qui demandent un investissement initial conséquent (ce qui est le cas d'une centrale électrique) et qui vont durer longtemps, la valeur choisie pour ce taux conditionne de manière très importante le prix minimum auquel il faudra vendre l'électricité.
Contribution de l'investissement au coût de production en euros par MWh électrique (1MWh = 1000 kWh), pour les principaux dispositifs de production pilotables, en fonction du taux d'actualisation. Attention : ces chiffres ne donnent pas le coût complet d'un MWh, mais juste la part de l'investissement initial (il faut rajouter les coûts d'exploitation et d'autres bricoles que nous verrons plus bas). Les hypothèses complémentaires utilisées pour ce calcul sont détaillées dans le tableau ci-dessous.
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On voit que le "coût de l'investissement" est terriblement dépendant de ce fameux taux d'actualisation. Comme bien évidemment aucun électricien ne souhaite vendre en dessous du coût de revient, les courbes ci-dessus donnent la valeur minimale du prix de vente par MWh électrique en fonction du taux d'actualisation que l'électricien aura retenu. Exemple : pour un barrage nouvellement construit, dont la durée de vie est de 60 ans, utilisé 40% du temps, et coûtant 3500 euros par kW installé, le MWh doit être vendu au moins 20 euros si emprunter l'argent est gratuit (taux d'actualisation = 0), et 100 euros si le taux d'actualisation est de 10%.
Bien entendu, il faut aussi rajouter le coût de l'énergie primaire si elle est payante - ce n'est pas le cas pour un barrage - et les autres coûts d'exploitation divers : salaires, redevances le cas échéant, maintenance, etc.
On voit sur le graphique ci-dessus que le mode de production qui demande le moins de capital par MWh est le gaz, puis le charbon. A l'opposé, les deux modes "sans carbone" et centralisés que sont le nucléaire et l'hydroélectrique sont es plus intensifs en capital. On en tirera quelques conclusions plus bas.
En outre certaines centrales sont longues à construire, ce qui augmente la durée qu'il faut prendre en compte pour le "portage" du capital (il faut aussi porter ce dernier pendant la construction sans rien gagner en regard). Le tableau ci-donne quelques valeurs caractéristiques pour cette durée de construction.
Hydraulique
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Charbon
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Gaz
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Nucléaire
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Éolien à terre
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Eolien en mer
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Photovoltaïque
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| durée de construction |
1 à 10 ans
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4 à 5 ans
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3 à 4 ans
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7 à 10 ans
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1 an
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1 à 3 ans
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< 1 an
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Dans les éléments qui entrent en ligne de compte pour calculer le coût de production d'un kWh, il y a aussi le taux d'utilisation. En effet, tous les types d'installation ne fonctionnent pas à leur puissance maximale 24 heures par jour et 365 jours par an. Cela peut venir d'une demande qui n'est pas constamment à son maximum, d'arrêts pour maintenance, d'un cout de production marginal qui dépasse le prix de vente à ce moment là, d'une énergie primaire non disponible (barrage, éolienne...).
En pratique, pour passer de la puissance installée à l'électricité produite pendant l'année, on utilise souvent une notion qui est "le nombre d'heures utiles". Il s'agit du nombre d'heures pendant laquelle l'installation devrait fonctionner à pleine puissance pour produire l'électricité effectivement fournie en fin d'année. Pour toute installation de production d'électricité, on peut donc écrire que :
Production électrique annuelle en MWh = puissance installée en MW * nombre d'heures utiles
Au maximum, ce nombre d'heures est de 8760 (soit 24 heures par jour * 365 jours par an). Mais, comme indiqué ci-dessus, il est souvent inférieur, soit parce que l'on diminue volontairement la puissance effective de la centrale (car la consommation électrique n'est pas constante), soit parce que le cout du seul combustible (pétrole, gaz, charbon) dépasse le prix de marché de l'électricité à un moment donné, soit parce que la source d'énergie primaire n'est pas disponible en permanence, ce qui est le cas pour :
En pratique, le nombre d'heures utiles est de 2500 à 6000 dans l'année pour l'hydraulique de lac, de 1000 à 2000 (exceptionnellement plus) pour le solaire photovoltaïque, de 1000 à 8000 pour les modes fossiles, de 7000 à 8000 pour le nucléaire, et de 1500 à 3000 pour l'éolien (exceptionnellement plus, et parfois moins).
Plutôt que ce parler en heures, de nombreux spécialistes utilisent plutôt l'expression "facteur de charge", qui est le pourcentage par lequel il faut multiplier le total d'heures dans l'année (soit 8760) pour obtenir les heures utiles. A ce moment on écrit aussi
Production électrique annuelle en MWh = puissance installée en MW * 8760 * facteur de charge (en %)
Ainsi, un facteur de charge de 20% correspond à 8760*20% ≈ 1750 heures utiles, et signifie que la production annuelle effective est identique à ce qui serait produit si l'installation tournait à pleine puissance 20% du temps et pas du tout le reste de l'année. Le tableau ci-dessous donne les fourchettes de facteur de charge pour divers types d'installation de production électrique (valeurs les plus courantes, on peut toujours avoir plus ou moins dans des cas particuliers). Ce taux ne peut bien entendu jamais dépasser 100% !
Hydraulique (lac)
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Hydraulique (fil de l'eau)
|
Charbon
|
Gaz
|
Nucléaire
|
Eolien à terre
|
Eolien en mer
|
Photovoltaïque
| |
| Facteur de charge |
30% à 50%
|
80% à 100%
|
|
50% à 80%
|
70% à 90%
|
15% à 25%
|
30% à 40%
|
10% à 25%
|
Or ce taux d'utilisation vient fortement modifier la contribution de l'investissement initial au coût complet du MWh : plus le facteur de charge est bas, et plus l'investissement initial pèse dans le coût complet. Pour donner une première illustration, on peut ramener l'investissement à une puissance "efficace". Les kW efficaces correspondent à la puissance qu'il faudrait installer si elle produisait 8760 heures par an, et évoluent comme l'inverse du facteur de charge. Par exemple, pour un facteur de charge de 40%, la puissance efficace correspond à la puissance installée divisée par 2,5. Pour un facteur de charge de 10%, la puissance efficace correspond à la puissance installée divisée par 10.
Parler de kW efficaces revient donc à diviser le coût du kW installé par le facteur de charge moyen, et c'est cela qui servira à calculer le cout de revient du kWh produit. Le tableau ci-dessous donne un exemple des résultats que cela donne.
Hydraulique (lac)
|
Hydraulique (fil de l'eau)
|
Charbon
|
Gaz
|
Nucléaire
|
Eolien à terre
|
Eolien en mer
|
Photovoltaïque
| |
| Euros par kW installé |
3 500
|
3 500
|
|
800
|
4 000
|
1 000
|
4 000
|
2 000
|
| Facteur de charge moyen |
40%
|
80%
|
|
50%
|
80%
|
20%
|
40%
|
15%
|
| Euros par kW efficace |
8 500
|
4 200
|
|
1 600
|
5 000
|
5 000
|
10 000
|
13 000
|
Le tableau ci-dessus permet de classer les modes en fonction de la contribution de l'investissement initial dans le cout de production d'un kWh (puisque l'on a tout ramené à une même durée de fonctionnement). Si la seule considération est combien il faut investir pour avoir un kWh, les investisseurs, qui dans le monde privé regardent avant tout le capital qu'il faut mettre sur la table, vont chercher d'abord à faire du gaz (avec du CO2), puis du charbon (avec encore plus de CO2), puis de l'hydraulique (dans les pays émergents le coût par kW installé est le tiers de la valeur indiquée dans le tableau ci-dessus, et donc l'hydraulique est un des premiers choix quand il y a des montagnes), puis du nucléaire.
L'éolien et le photovoltaïque ont des coûts par kW efficaces très élevés pour des raisons physiques : la faible disponibilité de la ressource les condamne généralement à des facteurs de charge faibles. Pour le photovoltaïque, il faudrait que les coûts de production soient divisés par 10 pour que l'investissement initial soit du même ordre que pour charbon ou gaz (et cela sans tenir compte du fait que le photovoltaïque fournit de l'électricité fatale de basse tension, ce qui n'est pas du tout le même produit que l'électricité pilotable à haute tension).
La conversion d'une énergie primaire en électricité étant une transformation, elle va, comme toute transformation, produire des rejets et autres sous-produits indésirables. Il n'y a en effet aucun mode "propre" de production électrique : c'est toujours la dose qui fait le poison ! Mais chaque mode a ses "charmes" quand il s'agit de nuisances :
Dans le jargon des économistes, tous ces inconvénients qui ont lieu "ailleurs et/ou plus tard", et dont la charge sera supportée par "quelqu'un d'autre" que le producteur de l'électricité s'appellent des externalités. Par exemple, les maladies professionnelles des mineursengendrent des charges pour les soins des malades ou pour assurer les revenus des veuves, et ces charges ne sont en général pas payées par l'exploitant de la mine. Elles sont donc non répercutées dans le prix du charbon, et par conséquent pas plus dans le prix de l'électricité au charbon.
Attention : les coûts déjà payés par l'électricien pour éviter des nuisances identifiées ne sont pas des externalités si elles sont déjà incluses dans le prix de revient. Par exemple les dispositifs d'épuration des fumées d'une centrale à charbon sont inclus dans l'investissement initial (on en retrouve donc la trace dans le coût de production du MWh), de même que le traitement des déchets nucléaires est inclus dans les charges d'exploitation d'un opérateur de centrales atomiques.
Le même raisonnement peut être tenu pour les émissions de CO2, et nous verrons plus bas l'effet que cela peut avoir sur le coût de production.
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Parlons un peu totalisation
Nous voici donc avec des filières qui acheminent gaz, charbon ou atomes fissiles, et une centrale dont la construction a coûté ce qu'elle a coûté. Au final, combien vaut l'électricité en sortie de centrale ? (qui n'est pas encore l'électricité facturée au client). A ce stade, le lecteur (ou la lectrice, pardon !) aura compris que la bonne réponse est "ca dépend" :
Coût de production - en euros - d'un MWh électrique avec un barrage, selon le taux d'actualisation retenu (sur l'axe horizontal). Les autres hypothèses sont un taux de charge de 40%, 3500 euros par kW installé, 60 ans de durée de vie, et des charges d'exploitation annuelles de 70 euros par kW installé.Avec une actualisation de 2%, le MWh coûte un peu moins de 50 euros, pour un dispositif qui peut fournir de l'électricité de pointe, ce qui est évidemment assez peu cher. A 4% nous sommes encore à 65 euros par MWh, ce qui est toujours assez peu cher pour de la pointe. Par contre avec une actualisation à 12% ("norme" attendue par les financiers), on monte à 140. Un barrage cher est donc juste un barrage coté en bourse !
Coût de production - en euros - d'un MWh électrique avec une centrale nucléaire type EPR, selon le taux d'actualisation retenu. Les autres hypothèses sont un taux de charge de 80%, 4000 euros par kW installé, 60 ans de durée de vie, 5 euros par MWh de combustible, et des charges d'exploitation annuelles hors combustible de 100 euros par kW installé.Avec une actualisation de 2%, le MWh coûte 37 euros, hors éventuelle provision pour risque d'accident (qui se monterait à quelques euros par MWh ; voir plus bas). A 4% nous sommes encore sous les 50 euros par MWh, ce qui est un coût très avantageux pour de l'électricité de base sans CO2. Par contre avec une actualisation à 12% on monte à 120 euros par MWh. Un nucléaire cher est aussi avant tout un nucléaire coté en bourse !On note également, tant pour l'hydraulique que pour le nucléaire, la part très faible des coûts d'exploitation (ce qui pour le nucléaire comprend la facture de la Hague), de l'ordre de 20 euros le MWh. Cela signifie que prolonger autant que possible les installations existantes permet de disposer, sur la durée de cette prolongation, de MWh produits à des coûts très bas, bien inférieurs au seuls coût de combustible pour les modes fossiles.De ce fait, remplacer une centrale nucléaire actuelle, une fois amortie (donc > 40 ans), par une centrale neuve, au lieu de prolonger la "vieille" centrale de 20 ans, occasionne au minimum - si le taux d'actualisation est nul - 5 milliards d'euros de dépense supplémentaire par équivalent EPR (1,5 GW de puissance * 90% de facteur de charge * 8760 heures dans l'année * 20 euros d'investissement par MWh * 20 ans).
Coût de production - en euros - d'un MWh électrique avec une centrale à charbon, en fonction du prix de la tonne de charbon en dollars (de 50 à 500 dollars). Pour information, à 500 dollars par tonne, le charbon vaut 71 dollars par MWh thermique (pour le pétrole, 71 dollars par MWh thermique signifie 115 dollars par baril). A 100 dollars par tonne, le charbon fournit des MWh thermique au même prix qu'un pétrole à 20 dollars le baril (pas cher du tout !).Pour le reste nous avons supposé un taux de charge de 80%, 1500 euros par kW installé, 40 ans de durée de vie, un taux d'actualisation de 4%, des charges d'exploitation annuelles hors combustible de 2% de la valeur à neuf de la centrale, et enfin un rendement de 40%. A 50 dollars par tonne l'achat du combustible représente la moitié du coût complet ; à 120 dollars par tonne (prix moyen en 2011) l'achat du combustible représente 70% du coût de production du MWh.
Coût de production - en euros - d'un MWh électrique au gaz, en fonction du prix du MWh - thermique - de gaz en euros (de 5 à 110 euros). A 70 euros par MWh thermique, le gaz est au même prix par unité d'énergie que le pétrole à 110 dollars par baril (au taux de change de 2012).Les autres hypothèses sont un taux de charge de 80%, 800 euros par kW installé, 30 ans de durée de vie, des charges d'exploitation annuelles hors combustible de 3% de la valeur à neuf de la centrale, un taux d'actualisation de 4%, et enfin un rendement de 55%.
Coût de production d'un MWh électrique avec une centrale à charbon, selon le prix payé par tonne de CO2 (de 0 à 225 euros).Les autres hypothèses sont un taux de charge de 80%, 1500 euros par kW installé, 40 ans de durée de vie, un taux d'actualisation de 4%, des charges d'exploitation annuelles hors combustible de 2% de la valeur à neuf de la centrale, un rendement de 40%, et 100 dollars la tonne de charbon (fixe).
Coût de production d'un MWh électrique avec une centrale à gaz, selon le prix payé par tonne de CO2 (de 0 à 250 euros).Les autres hypothèses sont un taux de charge de 80%, 800 euros par kW installé, 30 ans de durée de vie, des charges d'exploitation annuelles hors combustible de 3% de la valeur à neuf de la centrale, un taux d'actualisation de 4%, un rendement de 55%, et un prix du gaz (fixe) de 25 euros le MWh.
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Tentons une comparaison
Evidemment, l'intérêt de tout cela, c'est de pouvoir comparer ! Voici un premier tableau pris avec des hypothèses "classiques", c'est-à-dire :
Coût de production d'un MWh électrique selon le type de dispositif, avec les hypothèses ci-dessus (les autres hypothèses par mode sont celles évoquées plus haut sur la page). "Charbon CCS" signifie charbon avec dispositif de capture et séquestration du CO2. En pareil cas l'investissement monte à 3500 euros par kW et le rendement chute à 30%.On voit qu'avec des hypothèses "conventionnelles" (du type monde infini !) ce sont charbon et gaz qui apparaissent les mieux placés en Europe, qu'il s'agisse du coût complet ou de la part de l'investissement initial. Aux USA, où le prix du gaz est 2 à 3 fois inférieur à celui de l'Europe (en 2012), c'est encore plus vrai pour le gaz.Dans les pays émergents, où le coût de construction des barrages est 3 fois inférieur, l'hydraulique devient alors le mode le moins cher, avec un coût de production du MWh de 30 euros tout compris... à condition d'avoir des fleuves ou des montagnes!Le nucléaire ressort à un coût assez élevé (60 euros/MWh), comme... l'éolien, mais le premier est un mode pilotable, alors que le second est un mode fatal et intermittent, qui vient donc suppléer, quand il y a du vent, un autre moyen de production. L'éolien est donc avant toutune manière d'éviter du combustible "ailleurs" quand il y a du vent. La conséquence ici est qu'il faut comparer son coût complet à celui du seul combustible évité dans le moyen qu in'est pas utilisé quand le vent souffle.Or nous voyons que, avec les hypothèses ci-dessus, le coût complet de l'éolien est bien supérieur au coût du charbon ou du gaz évité, sans parler de l'hydroélectricité - le combustible est gratuit ! - ou du nucléaire. Cela explique qu'il doive être subventionné si on veut qu'il se développe.Une autre manière de gérer le problème est de passer par un dispositif de stockage, comme par exemple une station de pompage, espèce de barrage réversible, dont le cout de construction est de l'ordre de 5000 euros par kW si l'on part de rien (pas de barrage pré-existant). Le MWh éolien stocké-restitué par ce moyen est représenté dans la barre "STEP+eolien", et vaut environ 250 euros le MWh, soit 3 à 5 fois plus cher que les modes "normaux" (ce qui revient à dire qu'en pareil cas ce n'est plus le cout de production qui domine, mais le cout de gestion de l'intermittence).On notera aussi que le charbon avec CCS (pour éviter d'envoyer le CO2 dans l'air) n'est absolument pas compétitif dans ces conditions.
Imaginons maintenant que nous raisonnions en monde contraint :
Coût de production d'un MWh électrique selon le type de dispositif, avec les hypothèses ci-dessus (les autres hypothèses par mode sont inchangées).Changement du classement ! Le nucléaire devient le grand vainqueur, l'hydraulique pouvant être encore mieux placé si le coût de construction descend sous 2500 euros/kW installé (cas des émergents), ou si le facteur de charge double en restant au même coût par kW installé (cas du fil de l'eau).Le coût "brut" de l'éolien devient pour sa part inférieur au coût du combustible évité (achat+CO2) dans une centrale à charbon ou à gaz, ce qui permet à l'éolien d'être rentable pour éviter du charbon ou du gaz dans un pays qui a déjà des centrales électriques fossiles, mais le cout du MWh stocké restitué (donc pilotable sans CO2) continue d'être bien au-dessus de celui du nucléaire.
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Parlons un peu accidents
Les centrales électriques, comme toutes les installations industrielles, ont parfois des pépins. Le très gros pépin, c'est l'accident majeur. Ce dernier n'est pas réservé au nucléaire : il y a aussi eu des ruptures de barrage, qui ont tué des milliers de personnes dans le monde (Morvi en Inde ; Vajont en Italie ; Fréjus en France). Si elles ne sont pas "concentrées" sur des accidents spectaculaires, les nuisances du charbon ramenées au MWh produit sont encore bien supérieures.
Mais c'est de nucléaire dont nous allons parler ci-dessous, pour essayer de quantifier une externalité : le "cout possible d'un accident majeur rapporté au kWh". Voici un exemple de ce que ce genre de calcul pourait donner :
Petite halte d'étape
Que retenir de ce premier tour d'horizon ? Que la hiérarchie des coûts entre modes de production d'électricité dépend à l'évidence... des hypothèses que l'on prend. Selon que l'on croit à la croissance économique perpétuelle ou pas (pour les taux d'actualisation), que l'on pense que le CO2 doit être (ou sera) taxé ou pas, que le gaz et le charbon seront abondants ou pas, que la centrale servira en base (80% du temps ou plus) ou en pointe (20% du temps), qu'elle peut durer plus ou moins longtemps, que les modes intermittents doivent ou non supporter le coût de l'intermittence induite, etc, les résultats varient très fortement, et donc l'ordre de mérite entre les différents modes varie tout autant.
De ce fait, deux rapports sur les coûts de l'électricité peuvent donner des valeurs très différentes : il suffit d'avoir pris des hypothèses très différentes ! Et se limiter à citer un chiffre "trouvé dans la littérature" sans savoir comment il a été construit pour arguer de la supériorité de tel mode sur tel autre est donc une opération non probante, même si c'est le jeu préféré de nombre de politiques et militants. C'est bien les détails des calculs qu'il faut aller regarder de près pour comprendre le résultat, ce qui demande du temps, avec pour conséquence directe que les débats "publics" (ou "démocratiques") sur la bonne manière de produire l'électricité ne sont jamais faciles à mettre en place.
En règle générale, personne ne branche un aspirateur ou une fraiseuse directement à la sortie d'une centrale électrique. Pour aller du producteur au consommateur, il faut tirer quelques câbles et installer quelques transformateurs, qui vont de l'un à l'autre, et cela s'appelle un réseau électrique.
Schéma de principe d'un réseau électrique. La puissance est pour l'essentiel injectée par des unités centralisées pilotables (centrales à charbon, gaz, fioul, nucléaires, barrages), qui injectent à très haute tension (400.000 volts). L'électricité correspondante est transportée à cette tension, puis à haute tension (90.000 volts ; HV pour High Voltage sur le schéma) jusque dans les bassins de consommation (villes, grosses usines, etc).
Là, le courant passe tout d'abord à 20.000 volts (MV pour Medium Voltage). Certains gros industriels (métallurgie, chimie...) seront servis en haute ou moyenne tension (car leurs équipements ont besoin de ce niveau là), et les clients "ordinaires" (bureaux, commerces et services, particuliers) en basse tension (LV pour Low Voltage).
Les unités de production marginales (éoliennes, cogénération industrielle au gaz) injectent de l'électricité à moyenne tension dans le réseau, d'autres (panneaux solaires, cogénération au biogaz) à basse tension. Dans les deux cas de figure cette injection fait monter la tension du réseau local concerné, et donc il y a une limite à l'injection possible localement sans tout déstabiliser.
La partie du réseau qui est à très haute (400.000 volts) et haute (90.000 volts) tension s'appelle le réseau de transport, avec des lignes qui sont aériennes sauf exception. Quand le courant descend à 20.000 volts il passe dans le réseau de distribution, avec de lignes aériennes ou enterrées (de plus en plus enterrées).
Il y a plusieurs acteurs distincts qui participent au fonctionnement de cet ensemble :
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Dans l'ensemble ci-dessus, ni le réseau de transport ni les réseaux de distribution ne permettent au courant de passer gratuitement : il se font payer ! Entre le courant produit par une centrale et le consommateur, il faut donc rajouter le coût d'acheminement, qui est typiquement de quelques dizaines d'euros par MWh (en France, de l'ordre de 40), ou quelques centimes par kWh (en France, de l'ordre de 4). Dans notre pays, ce coût d'acheminement s'appelle le TURPE, pour Tarif d’Utilisation du Réseau Public d’Électricité. Le montant, fixe par kWh quel que soit le lieu de consommation (il y a donc une péréquation tarifaire), est décidé par le gouvernement sur proposition de la Commission de Régulation de l'Electricité (ou CRE).
Il faut aussi tenir compte des pertes. En effet, dès qu'un courant circule il y a une partie de l'énergie qui est dissipée sous forme de chaleur par effet joule. Les pertes qui en découlent sont proportionnelles à l'intensité, non à la tension (c'est la raison pour laquelle, pour transporter une même puissance, on monte en tension, ce qui permet de baisser l'intensité, et donc les pertes).
En pratique, sur le réseau de transport (à très haute tension) on perd environ 2% de la puissance acheminée en faisant quelques centaines de km ou un millier de km (en théorie c'est proportionnel à la longueur de la ligne), puis de l'ordre de 5% pour les transformateurs de descente en tension et la partie basse tension. L'essentiel des pertes n'a donc pas lieu à cause de l'éloignement plus ou moins important entre la centrale et le consommateur, mais à cause des transformateurs (il en faut toujours) et de la partie distribution en basse tension. Bien entendu, si les opérateurs de réseau doivent stocker une partie de l'électricité entre la production et la consommation, les pertes dues au stockage viennent s'ajouter en plus de celles liées au transport. Avec des stations de pompage le niveau de pertes est de l'ordre de 25%, et cela peut monter à bien plus avec d'autres dispositifs (par exemple 70% avec des piles à combustible).
Ceci explique, soit dit en passant, que la production électrique doit toujours être supérieure de 8% à la consommation (et ce sera plus avec du stockage), pour tenir compte de ces inévitables pertes d'acheminement. Il faut donc faire attention aux chiffres que l'on regarde!
Désormais, dans nombre de pays les pouvoirs publics soutiennent des modes de production électrique spécifiques (pas seulement renouvelable, cela concerne aussi la cogénération à base de gaz par exemple). Le moyen le plus souvent employé n'est pas que l'état subventionne en direct le producteur concerné, mais oblige les distributeurs existants à acheter, à un prix fixé d'avance par les pouvoirs publics (appelé "tarif de rachat"), toute l'électricité produite par ces nouveaux moyens (et/ou par de nouveaux producteurs).
L'argent dépensé par le distributeur pour acheter cette électricité (qui peut l'être à un de ses concurrents, s'il est aussi producteur) est ensuite refacturé aux clients finaux, dans un ensemble qui s'appelle "Contribution au Service Public de l'Electricité" ou CSPE. En pratique cette CSPE va concerner :
De combien d'argent parle-t-on pour les mécanismes de soutien ? En France, le périmètre des installations couvertes, le tarif de rachat par MWh ainsi que la durée garantie ont changé à plusieurs reprises depuis que ce dispositif existe. Pour citer les principaux modes, ce tarif est pour le moment de l'ordre de 80 euros par MWh pour l'éolien (garanti 10 ans après la mise en service de l'installation), et de 400 euros par MWh pour le photovoltaïque (garanti 20 ans après la mise en service de l'installation). On notera au passage que le tarif garanti pour l'éolien correspond à un taux d'actualisation plus près de 8% que de 2% (sinon le tarif garanti serait plus près de 50 euros par MWh, voir ci-dessus), et donc que l'état accepte l'idée de faire faire des profits à la norme "financière" au producteur d'électricité renouvelable ! (cela explique que ces tarifs ont permis à quelques personnes de se faire une jolie pelotte, ce qui en a chagriné quelques uns et conduit à de premières révisions, qui à mon avis ne sont pas les dernières).
En pratique, cependant, ce que coûte le mécanisme au consommateur d'électricité n'est pas la totalité du tarif de rachat, mais la différence entre ce dernier et le prix de marché. En effet, pour servir son client le distributeur d'électricité doit nécessairement acheter de l'électricité sur le marché, ou la produire lui-même, à un coût qui n'est pas très éloigné du prix de marché. Si on l'oblige à acheter cette électricité à un producteur éolien ou photovoltaïque (dans notre exemple), cela va lui coûter en plus la différence entre le tarif de rachat et le prix de marché.
Pour le consommateur, la conséquence l'existence de tarifs de rachat pour éolien et photovoltaïque est donc qu'il doit payer un surcoût, qui est la différence entre le tarif de rachat en question et le prix moyen du marché. Pour donner une idée de ce que représente cette affaire de subvention de bout en bout, je vous propose ci-dessous une simulation effectuée de 1996 à 2040, en montant progressivement le parc installé à 25 GW en 2030 pour l'éolien (avec un peu moins de 7 GW installés en 2011, et 20 GW visés en 2020), et 12 GW pour le photovoltaïque (avec un peu moins de 2,7 GW installés en 2011, et 10 GW visés en 2020). Les deux courbes ci-dessous donnent les capacités totales et ajoutée dans l'année de 1996 à 2040.
Simulation du parc installé en éolien et photovoltaïque pour effectuer les calculs ci-dessous.
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Capacité ajoutée chaque année pour suivre les courbes de gauche.
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Pour le reste j'ai fait les hypothèses suivantes (nécessairement discutables mais qui donnent une idée !) :
Voici alors comment évoluent les surcoûts annuels découlant des engagements pris envers les exploitants d'éoliennes et de panneaux solaires, et les versements effectifs de l'année au titre des surcoûts liés aux tarifs de rachat. Ce que décrivent ces courbes est bien ce que l'on paye en plus à cause du développement de l'éolien et du photovoltaïque, pas la totalité de ce qui est versé aux producteurs, qui est encore supérieur (le surcoût pour le consommateur est ce qui est versé aux producteurs moins la valeur de l'électricité en question sur le marché de gros).
Surcoûts engagés dans l'année (c'est-à-dire de l'argent que l'on s'engage à verser plus tard en plus du prix sur le marché) et surcoûts payés dans l'année (donc argent que l'on paye chaque année au titre des engagements passés) pour l'éolien et le photovoltaïque avec les hypothèses ci-dessus.
Avec un programme dont la décision est prise au début des années 2000, le maximum des surcoûts effectifs arriverait vers 2020. Les surcoûts cumulés du programme se montent à 95 milliards d'euros, mais le total de ce que recevront les producteurs éolien et photvoltaïque représente 135 milliards d'euros (la valeur de marché de l'électricité produite est donc de 40 milliards d'euros).
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Mais quand les modes intermittents augmentent fortement, le surcoût ne se limite pas aux dispositifs de production. Il se pose alors la question de savoir s'il faut inclure dans le "coût de production du MWh subventionné" les dépenses suivantes, induites ailleurs - ou potentiellement induites ailleurs - à l'occasion :
Pour le graphique qui suit, nous nous sommes limités à ce qui est payé aux producteurs d'électricité solaire et éolienne avec les hypothèses ci-dessus, pour le rapporter à la facture finale du consommateur.
Proportion de l'électricité française produite avec solaire+vent avec les hypothèses ci-dessus (courbe orange, échelle de gauche) et impact sur le prix du kWh - en centimes d'euro par kWh pour l'ensemble de la consommation française - des seuls surcoûts liés aux tarifs de rachat aux exploitants (courbe bleue, échelle de droite).
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Pour savoir si l'argent évoqué ci-dessus est beaucoup ou peu, ça sera une question de point de vue :
Pour rire, le graphique ci-dessous donne une simulation où toute l'électricité française est devenue renouvelable, avec les hypothèses suivantes :
Proportion de l'électricité française produite avec solaire+vent avec les hypothèses ci-dessus (courbe orange, échelle de gauche) et impact sur le prix du kWh - en centimes d'euro par kWh - des surcoûts liés aux tarifs de rachat aux exploitants (courbe bleue, échelle de droite). Ce surcout n'inclut toujours pas le stockage.
Nous voici donc avec un consommateur d'électricité qui doit payer :
Est-ce tout ? Non : en plus nous allons trouver des taxes, essentiellement la TVA et des taxes locales, mais aussi... une contribution au paiement de la retraite des agents EDF, déguisée sous le vocable "contribution tarifaire d’acheminement" !
Et puis, en économie de marché, il faudra rajouter un élément : les marges des producteurs, des distributeurs, et de l'opérateur du réseau de transport, qui représentent généralement une fraction de tous les coûts évoqués ci-dessus, mais peuvent représenter bien plus, car la conséquence de la mise dans le marché - pour des raisons discutables, mais c'est une autre histoire - de la production électrique a créé des effets de rente. Avant, les prix étaient convenus d'avance pour de très longues périodes, et ils étaient révisés par la puissance publique. Dans ce jeu là il y avait peu de place pour des profits nés de conjonctures imprévues, et donc les prix de revient et les prix pour le consommateur variaient à peu près de concert.
Mais désormais, une partie (pas tout) passe par des transactions de gré à gré entre distributeurs et consommateurs. A ce moment, quand un distributeur vend un kWh à un consommateur final, le prix de ce kWh ne dépend pas que du coût de production : il dépend aussi de l'envie que le consommateur a d'acheter le kWh en question. Plus cette envie est forte, plus cela pousse les prix à la hausse. Par ailleurs, comme le producteur qui doit fournir l'électricité dispose en général de plusieurs types de centrales (à gaz, à charbon, hydraulique, nucléaire, etc), il va utiliser en premier celles dont le coût de production est le plus bas, puis progressivement faire appel à celles dont les coûts de production sont de plus en plus élevés.
Dit autrement, l'électricité est un produit où le coût de production marginal augmente avec la quantité fournie, et non l'inverse. A la différence de nombre de produits où le coût de production marginal baisse quand le volume augmente, pour l'électricité c'est l'inverse ! Mais comme les kWh ne se reconnaissent pas en fonction de la centrale qui les a produit, quand le coût de production marginal du dernier kWh produit augmente, cela conduit les autres producteurs à monter aussi leur prix, puisque c'est devenu le prix de marché. La concurrence a donc pour effet... de faire monter les prix, sans compter que cette concurrence amène aussi des acteurs privés, cotés en bourse, qui veulent 12% de rendement sur capitaux investis, et pratiquent donc des prix de vente en conséquence !
Ce petit tour en Terra Electrica montre que le "vrai coût" de l'électricité est loin d'avoir une définition simple, et encore plus loin de correspondre à une valeur unique. Tout au plus peut-on se risquer à dire que l'ordre de grandeur est le centime d'euro par kWh pour la production (de quelques centimes à quelques dizaines de centimes), le centime d'euro aussi pour l'acheminement (quelques centimes en règle générale), et encore le centime ou la dizaine de centimes pour les taxes et la CSPE.
Avec tout cela, l'exercice qui va intéresser tout le monde, à savoir deviner le prix futur, est plus ou moins facile selon la composante concernée :
Là comme ailleurs, le "juste prix" est donc une notion qui n'existait pas hier et n'existera pas plus demain. Le prix va en face d'un service (électricité garantie ou pas, demandant d'importer gaz et charbon (ou dispositifs de production) ou pas, émettant du CO2 ou pas, permettant d'exporter ou pas, etc) et c'est bien l'un en face de l'autre qu'il faut apprécier ce que cela coûte.
C'est toute la difficulté de transformer cette discussion compliquée en questions simples quand la démocratie doit passer par là...
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