Le système électrique en France

L’électricité est au cœur de nos sociétés industrielles, écrit Yves Bréchet dans la préface de ouvrage d’importance. Il faut donc, pour pouvoir prendre les bonnes décisions politiques et économiques, savoir de quoi il s’agit, ce qu’est l’électricité donc ce qu’est l’énergie, et comprendre les sous-jacents technologiques et assimiler les raisonnements économiques qui doivent éclairer ces décisions. L’ouvrage de Jacques Percebois et Jean-Paul Hulot nous propose ce que tout « honnête homme » du XXI^ème siècle devrait lire et assimiler, un ouvrage de synthèse et d’actualité où l’on trouve les éléments de base permettant de mieux comprendre l’actualité de l’énergie et, en particulier, de l’électricité au moment où chacun s’accorde à penser qu’elle est au cœur des moyens permettant de relever les défis d’aujourd’hui et des prochaines décennies : sécurité d’approvisionnement, maîtrise du changement climatique, développement massif des usages. La qualité pédagogique de ce livre en fait un ouvrage fondamental pour les étudiants et les élèves ingénieurs, tout en le rendant accessible à un large public ayant une culture scientifique de base et l’esprit de curiosité permettant d’assimiler des concepts exposés de façon progressive et détaillée, notamment les décideurs politiques et plus largement les citoyens dans leur ensemble.

Dans une première partie sont exposés tous les aspects techniques de la production et de la mise à disposition de l’électricité, vecteur énergétique d’aujourd’hui et de demain ; dans une deuxième partie est abordée l’économie de l’électricité et, par conséquent, sont examinées les évolutions de ces dernières décennies liées à l’ouverture à la concurrence du marché de l’électricité dont les imperfections sont maintenant largement reconnues sans être pour autant fondamentalement corrigées.

La première partie présente les fondamentaux techniques : l’humanité s’est développée en maîtrisant l’énergie issue des forces naturelles, puis de la transformation de ces forces par des machines, notamment la machine à vapeur ; et l’électricité est arrivée, permettant de séparer lieux de production et lieux de consommation. Des convertisseurs de différentes technologies ont été mis au point, pour fabriquer l’électricité avec l’énergie des chutes d’eau et avec l’énergie de matières fossiles (charbon, pétrole, gaz), puis avec l’énergie nucléaire. Point de définition « officielle » de l’énergie dans cette partie, mais le rappel qu’elle caractérise la possibilité d’un système à modifier son état pour produire mouvement, lumière, chaleur … ce qui conduit à distinguer énergie primaire (disponible dans la nature avant transformation) et énergie finale livrée « prête à l’emploi » pour un usage déterminé. Des convertisseurs sont nécessaires pour passer de l’énergie primaire à l’énergie finale et de l’énergie finale à son utilisation, susceptibles de générer des pertes de rendement.

Suivent dans le premier chapitre de cette partie les notions de puissance et d’énergie et les unités associées, les densités des énergies primaires qui vont conditionner leur transformation en énergies finales, ainsi que l’origine de ces sources primaires, fossiles, matières fissiles, renouvelables …, ainsi qu’une première approche de l’électricité et de la raison du choix fait à la fin du XIX^ème siècle du courant alternatif.

Dans un deuxième chapitre sont présentées les différents moyens de production de l’électricité. Et cela sous la contrainte fondamentale qui fait de l’électricité un bien pas comme les autres : l’électricité ne se stocke pas ou très difficilement, il faut donc qu’à chaque instant la production soit égale à la demande. Sont abordés dans ce chapitre, avec les données chiffrées utiles à l’ingénieur comme à l’étudiant, les différents moyens de production à base de chaleur (le cycle de la vapeur, la géothermie, la fission nucléaire), à base d’énergie mécanique (l’hydraulique, l’éolien), à base de rayonnement (le solaire photovoltaïque). Et suit une comparaison des différents moyens de production : pilotables ou non, rejetant des gaz à effet de serre ou non, analyses de cycle de vie pour comparer les volumes de rejet.

Le troisième chapitre de cette partie est consacré aux réseaux électriques. En effet, le développement des usages a conduit à développer les réseaux de transport de l’électricité pour bénéficier des effets d’échelle permis par la montée en puissance des centrales de production et la réalisation industrielle des transformateurs permettant de passer de la très haute tension à la basse tension pour alimenter les usages qui se développent rapidement avec l’électrification croissante de l’industrie comme des usages de tous les consommateurs ; la deuxième révolution industrielle est en marche dès la fin du XIX^ème siècle. L’auteur mentionne ici un concept important trop souvent laissé dans l’ombre, le foisonnement : tous les consommateurs n’utilisent pas en même temps toute la puissance qu’ils ont souscrite ; il est donc intéressant d’optimiser un système électrique pour le dimensionner au mieux en fonction des divers paramètres techniques et économiques : rentabilisation des centrales de production en fonction du coût des investissements et de la durée de leur fonctionnement, dimensionnement des réseaux de transport et de distribution, prise en compte des appels d’énergie et de puissance selon le moment de la journée et selon la période de l’année. Sont donc décrits le réseau de transport très haute tension, le réseau de distribution moyenne tension et le réseau de distribution basse tension, ainsi que l’organisation européenne du réseau, avec une mention particulière sur l’incontournable équilibre entre la production et la demande qui doit être assuré à chaque instant, notamment par les réserves destinées à soutenir la fréquence pour éviter le risque de blackout. Le chapitre 4 de cette partie est consacré aux différents moyens et aux différentes formes de stockage de l’électricité : mécanique (STEP, CAES), chimique (batteries), gazeuse (hydrogène), avec leurs caractéristiques en termes de densité, de puissance, d’efficacité, et leurs limites liées au montant des investissements nécessaires et à la maturité des technologiques ; le professeur Percebois en déduit l’absence de réalisme d’une production d’électricité réalisée totalement avec des renouvelables intermittentes.

Dans le chapitre 5, le lecteur trouvera toutes les informations concernant le parc de production d’électricité en France (le mix de production), et son évolution dans le temps ; il trouvera toutes les informations concernant le parc nucléaire comme le parc thermique et le parc des renouvelables (hydroélectrique, éolien, photovoltaïque) : puissance installée, répartition géographique, production effective, émissions de gaz à effet de serre, capacité pilotable et défis liés à l’augmentation rapide de la capacité de production intermittente. Et sont également mentionnés les échanges d’électricité transfrontaliers avec les Etats voisins, qui font de la France un exportateur net. Ce chapitre se termine par la perspective d’une nécessaire augmentation de la production d’électricité si l’électrification des usages passe à la vitesse supérieure, mais une augmentation qui ne peut être intelligemment réalisée par un recours renforcé aux renouvelables intermittentes car ce serait une source de surinvestissements coûteux en réseau et en stockage, et un risque accru de fragilisation de la stabilité du système dans son ensemble.

La deuxième partie est consacrée aux enjeux économiques, elle est de la plume de Jacques Percebois. Tout d’abord, le coût de l’électricité. Le lecteur y trouvera la définition des différents concepts de coût et la présentation des paramètres pertinents pour calculer le coût de production du MWh : coût moyen pour sélectionner les investissements et coût marginal pour fixer l’ordre d’appel des centrales, l’ordre de mérite, coût moyen actualisé (LCOE) bien connu des économistes de l’énergie et de l’électricité ; est décrite la sensibilité du LCOE à plusieurs paramètres, notamment la durée de construction et son coût, le coût de démantèlement et le facteur de charge pour les centrales nucléaires, et l’impact de la priorité d’accès au réseau de la production renouvelable intermittente qui a pour effet immédiat un effet d’éviction de la production nucléaire au détriment de sa rentabilité.

En quelques pages particulièrement claires, Jacques Percebois présente les différents concepts de coûts qui sont familiers aux économistes et aux experts de l’électricité ainsi que les méthodes de calcul éclairant la prise de décision d’investissement. L’importance de plusieurs paramètres est mise en évidence : le facteur de charge (plus la durée d’appel à une centrale est grand, plus la part du coût fixe dans le coût du MWh est faible) ; le coût du combustible ; le coût des externalités (les gaz à effet de serre, le backup des renouvelables intermittentes par stockage ou par production à base de fossiles) ; le taux d’actualisation nécessaire pour comparer les valeurs économiques dans le temps et intégrer l’aversion au risque des investisseurs publics ou privés, et qui conduit les acteurs à décider et retenir le coût du capital pour un investissement donné. Ainsi, le coût moyen actualisé du MWh est la somme de quatre composantes : le coût annualisé du capital, les coûts fixes et les coûts variables de maintien en conditions opérationnelles, les coûts de combustible. Ce qui conduit à devoir intégrer le choix des technologies dans la prise de décision, afin de tenir compte de la répartition des coûts fixes et des coûts variables propres à chaque technologie. L’ordre d’appel des centrales est fait sur la base du coût marginal ; cela permet d’établir un ordre de mérite entre les différentes technologies et de faire fonctionner le marché sur la base d’enchères. Ces coûts portent sur la production et le coût du MWh « aux bornes de la centrale » ; il conviendrait de tenir compte des externalités qui ne se limitent pas au prix du carbone, et de considérer l’ensemble du système électrique car le développement rapide et massif de la puissance installée pour la production par des renouvelables intermittentes conduit à développer les réseaux et à investir en moyens de stockage et en moyens de secours pour palier à l’absence de vent ou d’ensoleillement.

Le mode de financement et les différents mécanismes de financement sont également présentés dans ce chapitre, mécanismes qui ont fait ces dernières années l’objet de discussions approfondies et de décisions dont certaines démontrent le retour de l’intérêt général dans la prise de décision : contrat pour différence, contrats de fourniture de longue durée entre compagnies électriques et grands consommateurs, financement au fil de l’eau par les consommateurs …

Ce chapitre se termine par l’approche comparée des filières de production : LCOE, sensibilité au facteur de charge, coût du nucléaire « historique », … et présente les possibles mécanismes d’arbitrage entre centrales fossiles en tenant compte notamment de la taxe carbone, des externalités, des aides aux renouvelables. Il d’agit donc d’un chapitre dont la lecture est indispensable à qui recherche une vision d’ensemble et des données chiffrées qui donnent des ordres de grandeur et, pourquoi pas ? des éclairages pour la prise de décision.

Les deux derniers chapitres sont consacrés au marché de l’électricité, marché de gros et marché de détail. On y trouve les options possibles étudiées au moment de la libéralisation du marché de gros et comment a finalement été retenue l’option de caler les prix sur le coût marginal de court terme, le coût de production du dernier équipement appelé pour assurer l’équilibre offre-demande ; et si l’on tient compte des interconnexions, on observe que le prix du gaz fixe le prix de l’électricité à moins que ce ne soit le coût de l’hydraulique ou des renouvelables : dès lors qu’il s’agit du coût marginal de court terme, manquent les coûts fixes, conduisant à la création d’un marché de « capacités » pour financer les investissements nécessaires pour la disponibilité des équipements de production y compris et surtout au moment de la pointe de la demande. Les différents segments de marché sont présentés, marché à terme, marché spot, équilibrage, produits à long terme ; dont découlent différents types de contrats et de mises aux enchères, sur un marché national ainsi qu’aux frontières. A côté, ou en plus de ces approches liées au coût direct de production, s’ajoutent les conséquences sur l’ordre de mérite de l’existence du marché du carbone, ainsi que les mécanismes de soutien aux renouvelables intermittentes. Le choc sur le prix du gaz dû au commencement de la guerre entre la Russie et l’Ukraine en 2022 a engendré une hausse considérable du coût de l’électricité sur le marché spot, simplement du fait du coût marginal de l’électricité produite par les centrales à gaz.

Dans ce contexte, la France est, en temps normal, exportatrice nette d’électricité, mais l’Allemagne qui a développé fortement la production renouvelable intermittente exerce une pression forte sur ses voisins à la baisse des prix sur le marché spot, perturbant le fonctionnement économiquement équilibré de moyens de production centralisés comme le nucléaire. Tout cela ainsi que les moyens de remédier aux défauts de marché identifiés est parfaitement décrit dans le chapitre 7.

Et ce chapitre se termine en examinant les projets de réforme du marché européen de gros, qui sont apparus indispensables après le choc de prix de 2022 : mettre fin à la volatilité du marché, revenir à une forme de monopole organisé, canaliser le marché du gaz, revoir la prise en compte des coûts marginaux pour refonder l’ordre de mérite, introduire les contrats pour différence et le contrats à long terme pour donner la visibilité nécessaire aussi bien aux producteurs qu’aux grands consommateurs. Cette réforme est maintenant nécessaire et urgente pour que le prix de gros donne le bon signal aux producteurs comme aux investisseurs qui ont besoin d’une stabilité des règles du jeu et d’une visibilité cohérente avec la durée de construction et de fonctionnement industriel des différents moyens de production : la vision de long terme est indispensable pour disposer dans la durée d’une électricité la moins chère possible pour la sécurité d’approvisionnement et la compétitivité de l’économie européenne.

Il est clair aujourd’hui que le marché européen de l’électricité jette un défi aux consommateurs. Ce marché, basé sur la concurrence à court terme entre les producteurs, a conduit à des prix considérablement élevés pour tous les consommateurs, à tel point que les gouvernements des Etats membres ont dû mettre en place des aides destinées à limiter cette contrainte, et que la Commission de l’UE a engagé une réflexion sur une réforme de ce marché. Un diagnostic rapide des raisons de cette hausse du prix de l’électricité conduit à mettre l’accent sur le prix du gaz consécutif à la guerre entre la Russie et l’Ukraine ; c’est oublier que les prix mondiaux du gaz naturel ont commencé à augmenter avec la reprise de l’activité économique après la fin des premières vagues de la crise sanitaire ; c’est oublier que les centrales à gaz sont utilisées pour fournir un back-up afin de pallier l’intermittence des énergies nouvelles renouvelables, avec pour conséquence la répercussion sur le coût du kWh électrique du prix du gaz sur le marché spot.

Le chapitre 8 éclaire le lecteur sur le marché de détail : offres de marché et tarif régulé de vente coexistent, fournisseurs en concurrence sur ce marché présentent leurs offres aux consommateurs ; la Commission de régulation édicte les règles qui découlent des directives européennes, et elle fixe le niveau de prix de l’utilisation des réseaux de transport et de distribution, dont le poids dans le prix payé par le consommateur est de plus en plus élevé du fait des développements de réseau nécessaires pour différentes raisons, notamment la garantie de la sécurité d’approvisionnement pour les auto-consommateurs, ou le raccordement de la production intermittente au système électrique. La formation des péages, les tarifs d’accès aux réseaux, qui sont des monopoles naturels, est également discutée. Ces monopoles naturels sont régulés ; encore faut-il se demander comment financer les investissements en réseau alors que le développement massif des renouvelables intermittentes génère un fort développement des interconnexions, ce qui renvoie d’une certaine façon à la question de la planification du développement du système électrique avec l’objectif de maximiser le bien-être collectif.

En conclusion, l’important est de prendre en compte l’intérêt de TOUS les consommateurs, ce qui conduit à rechercher le moindre coût complet (donc intégrant les formes possibles de back-up des énergies renouvelables intermittentes) et l’intérêt des compagnies d’électricité, qui conduit à rechercher les meilleures conditions d’investissement afin d’atteindre la meilleure efficacité économique. Et cela dans un monde en rapide évolution où l’énergie et l’électricité sont des facteurs de production de la plus haute importance, monde dans lequel le coût de l’électricité est fortement supérieur en Europe et même en France à ce qu’il est chez leurs principaux concurrents : la dimension géopolitique ne peut plus être négligée, bien au contraire. Il ne s’agit donc pas d’agir à la marge, tout en sachant que des mesures à court terme sont indispensables, mais de penser une réforme qui vise à satisfaire les besoins à long terme en donnant la visibilité nécessaire à tous les acteurs.

En conclusion, Jacques Percebois constate que l’objectif d’un marché unique européen est « difficile à atteindre tant la structure du mix de production diverge d’un pays à l’autre » ; certes, le marché interconnecté à des avantages, notamment pour éviter des délestages, mais il s’agit peut-être plus des bienfaits des interconnections qui existaient bien avant la mise en place d’un marché unique. Les exceptions à la logique de la concurrence ont perturbé l’ensemble des systèmes européens et l’auteur se demande si le principe de la concurrence est à lui seul capable d’assurer la sécurité d’approvisionnement et la décarbonation : sa réponse est négative et il convient de faire appel à l’Etat pour réguler le secteur de l’électricité, permettre la mise en œuvre de choix pertinents à long terme ; c’est donc aux décideurs politiques que revient la responsabilité de la prise de décision et dans la mise en place d’un système énergétique d’intérêt général.

A propos de Le système électrique en France. Fondamentaux techniques et enjeux économiques, de Jean-Paul Hulot et Jacques Percebois, avec une préface de Yves Bréchet, à retrouver aux éditions DUNOD.

*Ancien de la direction de la Stratégie, EDF