L’Électricité et le retour des Classes Sociales, à la lumière des inégalités
Pendant un temps, on a cru que les classes sociales s’effaçaient. Que le progrès, la technologie, et la croissance finiraient par lisser les écarts. Mais voilà que l’électricité, cette énergie silencieuse qui alimente nos vies, devient un révélateur social, une ligne de fracture, discrète, mais implacable.
L’électricité, c’était le symbole du progrès partagé : une prise dans chaque foyer, une lumière dans chaque pièce, l’accès à un monde moderne. Mais dans le monde d’aujourd’hui — tendu, instable, en transition — elle devient un luxe pour certains, un fardeau pour d’autres. Les prix flambent. Le réseau sature. Les tensions géopolitiques s’en mêlent.
Et l’État ne peut plus toujours compenser.
Et l’État ne peut plus toujours compenser.
Une nouvelle carte sociale est en train de se dessiner, alimentée par LE PRIX DU KWh :
- Ceux qui ont les moyens de leur énergie : la bourgeoisie énergétique : les plus riches installent des panneaux solaires, des batteries et des pompes à chaleur, roulent en voiture électrique, etc. Ils sont insensibles aux crises du KWh.
- Ceux qui subissent leur énergie : les ménages modestes : parce qu’ils vivent dans des logements mal isolés. qu’ils n’ont pas les moyens d’acheter des appareils économiques, qu’ils ne peuvent pas investir pour consommer moins, qu’ils ne choisissent pas de gaspiller l’énergie, qu'ils y sont condamnés, etc. En résumé : les ménages modestes paient cher leur électricité parce qu’ils n’ont pas les moyens d’en consommer moins et mieux !
Car l’électricité ne sert pas qu’à allumer une lampe. Elle est le passeport pour tout le reste :
- accéder aux soins,
- se déplacer,
- manger chaud,
- télétravailler
- etc.
Quand tu n’as plus les moyens de t’éclairer, tu n’as plus les moyens de participer à la société. Et c’est là que renaît la fracture sociale.
On pensait que cette dernière, toujours promptement dénoncée par nos élus depuis des décennies, s'était diluée mais, en réalité, elle dormait et l’accès à l’énergie est en train de la réactiver. Et avec elle, la lutte des Classes ?
Attention ! Le défi du XXIe siècle ne sera pas seulement écologique, il sera énergétique et... social !
Et si la lumière est faite pour tous, alors faisons en sorte qu’elle éclaire aussi la Justice.
Et si la lumière est faite pour tous, alors faisons en sorte qu’elle éclaire aussi la Justice.
Lire sur le même sujet : Pour un moratoire immédiat sur l’éolien Le spectre d’une surcapacité
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Pourquoi le développement des ENR intermittentes augmente-t-il le prix de l’électricité pour les consommateurs ?
Le coût complet de production ENR/nucléaire en 2035
Résumé :
Le développement des ENR intermittentes augmente les prix de l’électricité pour les consommateurs pour 3 raisons principales :
1. Au fur et à mesure de leur développement, la valeur des ENR intermittentes sur le marché de l’électricité s’effondre
Les tarifs de soutien aux ENR — qui sont financés par les
consommateurs finaux via l’accise sur l ‘électricité — doivent compenser
l’écart entre leur coût de production et la valeur de leur production
sur le marché de l’électricité. Par exemple, si un site éolien marin
produit à 100 €/MWh et vend en moyenne à 40 €/MWh, il faudra le
compenser de 60 €/MWh et fixer ainsi son tarif de soutien à 160 €/MWh.
Or cette décote s’accroit structurellement au fur et à mesure de leur
développement car les ENR intermittentes tendent toutes à produire au
même moment.
2. Le développement des ENR intermittentes entraine une envolée des
coûts de réseaux et plus largement des coûts des services système
3. Le renchérissement du coût unitaire de production du nucléaire par la moindre utilisation des centrales
Au fur et à mesure du développement des ENR intermittentes, les
centrales nucléaires sont et seront utilisées de plus en plus en
complément et en secours. Le manque à produire s’élève déjà à 30 TWh en
2024. Comme les coûts de production du nucléaire sont essentiellement
fixes, leur moindre utilisation renchérit leur coût de production
unitaire par MWh.
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Depuis 2010, les prix de l’électricité pour les consommateurs domestiques ont augmenté de 45 % en euros constants, hors inflation, alors qu’ils avaient baissé de 25% en euros constants de 1990 à 2010 grâce à la montée en puissance du parc nucléaire français. Ils augmenteront à nouveau de 51 % en euros constants d’ici 2035.
Calculs Fondation Concorde présentés en annexe
L’évolution du mix électrique en faveur des ENR intermittentes en est responsable comme le pointe la Commission d’enquête sénatoriale sur l’électricité de 2024 :
« plus les mix électriques comportent une part significative d’éolien et de photovoltaïque, plus le coût de production moyen du système est élevé. Ces modes de production diffus supposent en effet des investissements importants dans les infrastructures d’acheminement ».Le développement des ENR intermittentes augmente en effet le prix de l’électricité pour les consommateurs pour trois raisons principales :
- Au fur et à mesure de leur développement, leur valeur sur le marché de l’électricité s’effondre. Le consommateur doit compenser cette perte de valeur
- Le développement des ENR intermittentes entraine une envolée des coûts de réseaux et plus largement des coûts des services système
- Leur développement renchérit le coût unitaire de production du nucléaire par la moindre utilisation des centrales
1) Au fur et à mesure de leur développement, la valeur des ENR intermittentes sur le marché de l’électricité s’effondre
Pour la première fois la PPE évoque ce phénomène crucial :
Pour la première fois la PPE évoque ce phénomène crucial :
« Les prix de vente moyens de l’électricité produite par les installations de production d’électricité renouvelable sont plus faibles que les prix moyens de l’électricité sur les marchés, en raison de la corrélation de la production électrique des installations au sein d’une même filière.Traduction : les tarifs de soutien aux ENR — qui sont financés par les consommateurs finaux via l’accise sur l’électricité — doivent compenser l’écart entre leur coût de production et la valeur de leur production sur le marché de l’électricité. Par exemple, si un site éolien marin produit à 100 €/MWh et vend en moyenne à 40 €/MWh, il faudra le compenser de 60 €/MWh et fixer ainsi son tarif de soutien à 160 €/MWh.
La production d’électricité solaire, par exemple, intervient au même moment de la journée pour toutes les installations, conduisant à une baisse du prix de marché de l’électricité sur ces heures, réduisant le prix moyen perçu par les installations. Une décote doit donc être prise en compte par rapport au prix de marché moyen, pour calculer le soutien public aux installations de production. »
Or cette décote s’accroit structurellement au fur et à mesure de leur développement car les ENR intermittentes tendent toutes à produire au même moment — quand il y a du soleil ou du vent — si bien que la valeur de marché des productions ENR intermittentes chute plus fortement que ne baisse leurs coûts de production :
Leur baisse de valeur s’accroit au fur et à mesure de leur développement comme le montre le fort accroissement des périodes de prix négatifs de l’électricité. L’évolution récente du tarif de soutien à l’éolien terrestre illustre ce phénomène. L’État le subventionne davantage maintenant qu’en 2020 parce que la décote de valeur de la production éolienne a beaucoup progressé :
Loin d’être une bonne nouvelle, les prix faibles ou négatifs de l’électricité sur le marché provoqués par les surproductions renouvelables sont une calamité pour le consommateur et le budget. Ils accroissent en effet l’écart à financer entre les coûts de production ENR et leur valeur sur le marché. Les charges budgétaires de soutien aux énergies renouvelables électriques en métropole s’élèveront ainsi à 15,3 milliards d’euros dans le budget 2035 contre 4,2 milliards d’euro en 2025, soit un accroissement de 11,1 milliards d’euros : voir annexe.
Ce phénomène de chute de la valeur des ENR intermittentes est bien sûr dû à l’absence de moyens de stockages de l’électricité compétitifs et opérationnels à grande échelle qui permettraient d’utiliser les excès de production ENR pour fournir quand il y des besoins en électricité. Sans ces moyens de stockage, leurs productions deviennent de plus en plus inutiles.
Du fait de cette absence de moyens de stockage, lorsqu’il n’y a pas de vent et de soleil, le système électrique se trouve en situation de sous-production et les prix flambent sur le marché de l’électricité car il faut mobiliser des centrales à gaz. Le système électrique s’oriente ainsi de plus en plus vers une alternance de surproduction et de sous-production ENR qui pénalisent dans les deux cas le consommateur.
Ce phénomène de chute de la valeur des ENR intermittentes est bien sûr dû à l’absence de moyens de stockages de l’électricité compétitifs et opérationnels à grande échelle qui permettraient d’utiliser les excès de production ENR pour fournir quand il y des besoins en électricité. Sans ces moyens de stockage, leurs productions deviennent de plus en plus inutiles.
Du fait de cette absence de moyens de stockage, lorsqu’il n’y a pas de vent et de soleil, le système électrique se trouve en situation de sous-production et les prix flambent sur le marché de l’électricité car il faut mobiliser des centrales à gaz. Le système électrique s’oriente ainsi de plus en plus vers une alternance de surproduction et de sous-production ENR qui pénalisent dans les deux cas le consommateur.
2) Le développement des ENR intermittentes entraine une envolée des coûts de réseaux et plus largement des coûts des services système
200 milliards d’euros seront investis dans les réseaux d’ici 2040, 100 milliards pour RTE et 100 milliards d’euros pour ENEDIS. Une partie notable de ces investissements concerne leur adaptation aux ENR. Les consommateurs d’électricité devront, plus globalement, acquitter la flambée des coûts des services systèmes réseau qui, selon, rapport de l’ OCDE-NEA System Cost Analysis for Integrated Low-Carbon Electricity Systems, sont le double des coûts des réseaux :
200 milliards d’euros seront investis dans les réseaux d’ici 2040, 100 milliards pour RTE et 100 milliards d’euros pour ENEDIS. Une partie notable de ces investissements concerne leur adaptation aux ENR. Les consommateurs d’électricité devront, plus globalement, acquitter la flambée des coûts des services systèmes réseau qui, selon, rapport de l’ OCDE-NEA System Cost Analysis for Integrated Low-Carbon Electricity Systems, sont le double des coûts des réseaux :
Les seuls surcoûts système des ENR intermittentes — réseaux+ back-up + équilibrage — sont équivalents au coût du nucléaire existant 60 €/MWh quand leur part dans le mix s’élève à 30 %.
3) Le renchérissement du coût unitaire de production du nucléaire par la moindre utilisation des centrales
Au fur et à mesure du développement des ENR intermittentes, les centrales nucléaires sont et seront utilisées de plus en plus en complément et en secours. Le manque à produire s’élève déjà à 30 TWh en 2024. Comme les coûts de production du nucléaire sont essentiellement fixes, leur moindre utilisation renchérit leur coût de production unitaire par MWh.
Au-delà de la hausse du coût de production unitaire du nucléaire, les surproductions ENR mettent en danger la sécurité de notre système électrique car il faudra arrêter de plus en plus souvent les centrales nucléaires pour cause de prix négatifs, alors que nous en en aurons un besoin impératif la nuit et quand le vent fait défaut. Or les centrales nucléaires n’ont pas été conçues pour un tel « stop and go ». C’est en particulier dans les phases de démarrage que les incidents sont les plus susceptibles de se produire. Selon le haut-commissaire au nucléaire, il faudra parfois arrêter la totalité du parc nucléaire à certains moments en 2035 !
4) Les coûts complets de fourniture électrique en €/MWh à l’horizon 2035
Connaitre la réalité des coûts de fourniture électriques des différentes sources nécessite donc d’additionner : coûts de production + décote de valeur à financer par les tarifs de soutien + coûts systèmes.
Connaitre la réalité des coûts de fourniture électriques des différentes sources nécessite donc d’additionner : coûts de production + décote de valeur à financer par les tarifs de soutien + coûts systèmes.
- Coûts de production. L’étude la plus récente, celle de Lazard-Roland Berger évalue les coûts de production des ENR, LCOE, — en sachant que les coûts français et européens se situent dans le haut de la fourchette :
- Décote de valeur à financer. Le rapport de l’ OCDE-NEA System Cost Analysis for Integrated Low-Carbon Electricity Systems permet d’évaluer la valeur de marché des ENR intermittentes en fonction de leur développement et donc la décote à financer.Leur prix devrait s’élever à 30 €/MWh pour l’éolien et 15 €/MWh pour le photovoltaïque en 2035 :
- Coûts systèmes. Ils ont été présentés précédemment.
L’addition de ces trois composantes du coût de l’électricité acquitté par le consommateur aboutit à ces coûts complets de fourniture en €/MWh à l’horizon 2035 :
Le solaire est de loin la source qui augmentera le plus la facture d’électricité des Français. Étant donné la part importante accordée au petit photovoltaïque sur toiture, il produira à 100€/MWh, vendra à 15 €/MWh en 2035 ce qui entrainera une décote de 85€/MWh à financer par le tarif de soutien et impliquera des surcoûts systèmes de 74€/MWh, soit au total un coût complet 259 €/MWh.
Le nucléaire existant sera de loin la source d’électricité la moins chère pour le consommateur. Un nouveau nucléaire à 80 €/MWh resterait également extrêmement compétitif : 82 €/MWh.
Plus la place des ENR intermittentes sera importante dans le mix 2035, plus les coûts pour consommateurs seront élevés. Ces prix seront d’autant plus élevés que le nucléaire sera renchéri par sa moindre utilisation.
Le nucléaire existant sera de loin la source d’électricité la moins chère pour le consommateur. Un nouveau nucléaire à 80 €/MWh resterait également extrêmement compétitif : 82 €/MWh.
Plus la place des ENR intermittentes sera importante dans le mix 2035, plus les coûts pour consommateurs seront élevés. Ces prix seront d’autant plus élevés que le nucléaire sera renchéri par sa moindre utilisation.
5) Le développement des ENR intermittentes contre l’électrification des usages : réguler le développement de la production ENR par les prix du marché
Le développement des ENR intermittentes augmente de manière constante le prix de l’électricité. Cela a pour conséquence de réduire la demande d’électricité et d’empêcher l’électrification des usages que nécessite la transition climatique. Alors qu’elle devrait connaitre une forte croissance, la consommation d’électricité de 2024 s’avère inférieure de 6 % à la moyenne des années 2014-2019 et 20 % de la production française d’électricité est exportée.
Le mode de soutien des ENR intermittentes par des prix garantis est le premier responsable de ce cercle vicieux qui pénalise les consommateurs français, la compétitivité de l’économie et la transition climatique. Ces prix garantis poussent à produire, qu’il y ait une demande ou pas, les coûts des productions inutiles étant financés par le budget de l’État qui les répercute sur les consommateurs via les taxes sur l’électricité.
La situation de surcapacité de production d’électricité en France et en Europe est telle que toute nouvelle production ENR s’avère inutile et nuisible : elle empire le phénomène en augmentant les prix pour les consommateurs et réduit ainsi davantage leur consommation.
Il faut décréter un moratoire sur la construction de nouvelles capacités de production ENR et différer les investissements dans les réseaux électriques tant que la consommation d’électricité ne se redresse pas. Il est inconcevable que dans l’état actuel des finances publiques du pays, l’État continue de subventionner des productions inutiles, qui ne font qu’alourdir les coûts.
Pour rompre ce cercle vicieux de manière structurelle, il faut instaurer, comme pour toute production, une régulation du développement de la production ENR par les prix du marché. Cela amène à laisser les nouvelles installations ENR, éolien et solaire, se développer librement, mais sans les garanties de revenu dont elles bénéficient et en leur demandant de financer le coût de leur raccordement au réseau électrique. C’est ce que vient d’instaurer le Danemark qui n’accorde plus aucun soutien au rachat de l’électricité produite en mer.
Si un soutien s’avère nécessaire quand la demande d’électricité repartira, il faut passer de la garantie des revenus à des aides à l’investissement sous forme de prêts à taux bonifiés ou d’un crédit d’impôt à l’investissement qui poussent à produire s’il y a de la demande et si les prix sont rémunérateurs. Cela incitera les producteurs ENR à développer des stockages de leurs productions excédentaires pour pouvoir les valoriser sur le marché.
Dans cette logique de rétablissement de la régulation par le marché, il faut revenir à la neutralité technologique des systèmes de soutien en appliquant le même dispositif aux ENR et au nouveau nucléaire.
Cela amène à rejeter le mix énergétique pré imposé par la CE à travers le % obligatoire d’ ENR intermittentes pour permettre de recourir dans le mix futur davantage au nucléaire qui produit une électricité décarbonée pilotable, bien moins chère. Les ENR sont un moyen, pas une fin. La France respectera ainsi pleinement la finalité européenne de décarbonation de son système énergétique, mais de manière beaucoup moins coûteuse.
Pour rompre ce cercle vicieux de manière structurelle, il faut instaurer, comme pour toute production, une régulation du développement de la production ENR par les prix du marché. Cela amène à laisser les nouvelles installations ENR, éolien et solaire, se développer librement, mais sans les garanties de revenu dont elles bénéficient et en leur demandant de financer le coût de leur raccordement au réseau électrique. C’est ce que vient d’instaurer le Danemark qui n’accorde plus aucun soutien au rachat de l’électricité produite en mer.
Si un soutien s’avère nécessaire quand la demande d’électricité repartira, il faut passer de la garantie des revenus à des aides à l’investissement sous forme de prêts à taux bonifiés ou d’un crédit d’impôt à l’investissement qui poussent à produire s’il y a de la demande et si les prix sont rémunérateurs. Cela incitera les producteurs ENR à développer des stockages de leurs productions excédentaires pour pouvoir les valoriser sur le marché.
Dans cette logique de rétablissement de la régulation par le marché, il faut revenir à la neutralité technologique des systèmes de soutien en appliquant le même dispositif aux ENR et au nouveau nucléaire.
Cela amène à rejeter le mix énergétique pré imposé par la CE à travers le % obligatoire d’ ENR intermittentes pour permettre de recourir dans le mix futur davantage au nucléaire qui produit une électricité décarbonée pilotable, bien moins chère. Les ENR sont un moyen, pas une fin. La France respectera ainsi pleinement la finalité européenne de décarbonation de son système énergétique, mais de manière beaucoup moins coûteuse.
ANNEXE : Le prix de l’électricité 2035 pour les consommateurs domestiques
a) À partir des projections de valeur pour l’éolien et le photovoltaïque de respectivement à 30 €/MWh et 15 €/MWh en 2035 de l’étude de l’OCDE et à partir des coûts de production des ENR, LCOE, de l’étude de Lazard-Roland Berger et à partir des quantités programmées par le projet de PPE, il est possible d’évaluer les coûts à financer par le budget de l’État à l’horizon 2035 :
a) À partir des projections de valeur pour l’éolien et le photovoltaïque de respectivement à 30 €/MWh et 15 €/MWh en 2035 de l’étude de l’OCDE et à partir des coûts de production des ENR, LCOE, de l’étude de Lazard-Roland Berger et à partir des quantités programmées par le projet de PPE, il est possible d’évaluer les coûts à financer par le budget de l’État à l’horizon 2035 :
Les charges budgétaires de soutien aux énergies renouvelables électriques en métropole s’élèveront à 15,3 milliards d’euros dans le budget 2035 contre 4,2 milliards d’euros en 2025, soit un accroissement de 11,1 milliards d’euros. Le montant total des charges prévisionnelles de service public de l’énergie au titre de 2025 s’élève à 9 526,0M€ entrainant une taxe sur l’électricité, accise, de 33,78 €/MWh pour les ménages.
L’augmentation du coût de développement des ENR de 11,1 milliards d’euros à l’horizon 2035 entrainera donc une augmentation de 116 % des charges de service publique à financer ce qui augmentera l’accise de 39,18 €/MWh si on lui assume la charge de financer ce surcoût dans les proportions actuelles.
L’augmentation du coût de développement des ENR de 11,1 milliards d’euros à l’horizon 2035 entrainera donc une augmentation de 116 % des charges de service publique à financer ce qui augmentera l’accise de 39,18 €/MWh si on lui assume la charge de financer ce surcoût dans les proportions actuelles.
b) À partir des ratios par MWh du rapport de l’ OCDE-NEA System Cost Analysis for Integrated Low-Carbon Electricity Systems, on peut valeur le surcoût système pour le mix français prévu par la PPE en 2035 par rapport à un mix nucléaire :
c) Le renchérissement du coût unitaire de production du nucléaire peut être évalué à 4 milliards d’euros en 2035 avec 15 % des heures en prix nuls ou négatifs.
Au total, en 2035, les consommateurs français supporteront donc en 2035 :
- la hausse de l’accise destinée à financer le surcoût des ENR à hauteur de 39,18 €/MWh — calculé précédemment
- leur quote-part de 35 % du surcoût systèmes — leur part dans les ventes totales d’électricité — et de la sous-utilisation du nucléaire, soit 45,7 €/MWh
- soit au total 84,9 €/MWh, 102 €/MWh avec la TVA correspondant à une augmentation de 51% de leur facture
Au total, en 2035, les consommateurs français supporteront donc en 2035 :
- la hausse de l’accise destinée à financer le surcoût des ENR à hauteur de 39,18 €/MWh — calculé précédemment
- leur quote-part de 35 % du surcoût systèmes — leur part dans les ventes totales d’électricité — et de la sous-utilisation du nucléaire, soit 45,7 €/MWh
- soit au total 84,9 €/MWh, 102 €/MWh avec la TVA correspondant à une augmentation de 51% de leur facture
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