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Le futur de l'approvisionnement �nerg�tique mondial: un tableau de la comp�titivit� des �nergies Press Room
Communiqué de presse AIE/AEN
Paris, le 25 mars 2010
Projection des coûts de production de l'électricité : Édition 2010Le futur de l'approvisionnement énergétique mondial: un tableau de la compétitivité des énergies
Le coût de l'électricité dans les prochaines années dépendra d'un certain nombre de paramètres importants, parmi lesquels les coûts d’accès au financement de l’investissement et le prix du carbone. C'est l’une des principales conclusions des Coûts prévisionnels de production de l'électricité : Édition 2010 (en anglais sous le titre : Projected Costs of Generating Electricity: 2010 edition), une nouvelle étude conjointe de l'Agence internationale de l'énergie (AIE) et de l'Agence de l’OCDE pour l'énergie nucléaire (AEN). Le rapport, présenté ce jour à Paris par le Directeur exécutif de l’AIE, M. Nobuo Tanaka et le Directeur général de l’AEN, M. Luis Echávarri, comporte les dernières données sur les coûts de production de l'électricité pour un grand éventail d’énergies et de technologies et établit un étalonnage global. « Dans une période où de nombreux pays cherchent à investir dans des capacités électriques tout en travaillant à réduire les émissions de carbone, il fournit une base indispensable pour toute discussion portant sur les modes de production», déclare M. Echávarri. M. Tanaka souligne que « pour soutenir la compétitivité des technologies à faible intensité en carbone telles que le nucléaire, les énergies renouvelables et la capture du CO2 (CCS), nous avons besoin de l'action forte des gouvernements pour abaisser le coût de financement et un signal significatif sur les prix du CO2 afin que les marchés de l’électricité puissent l’internaliser ».
Aucune technologie ne triomphe globalement pour la production de base - les circonstances locales sont déterminantes
L'étude prouve qu'aucune technologie ne dispose d’un avantage économique décisif à un niveau global en toutes les circonstances. Les conditions locales sont déterminantes et la compétitivité d'une technologie de production dépend d'un certain nombre de facteurs, particulièrement du coût d’accès au capital et du prix du carbone. En utilisant un coût moyen actualisé [levelised cost of electricity (LCOE) par MWh sur la vie d’une centrale] et assumant un prix de 30 USD par tonne de CO2, l'étude donne les résultats dans deux hypothèses principales, celle d’un taux d’intérêt à 5 % et l’autre à 10 %. Quand les coûts de financement sont bas (5 %), l'énergie nucléaire, suivie du charbon avec capture de carbone sont les solutions les plus compétitives. Avec des coûts de financement plus élevés (10 %), la production au charbon suivie du charbon avec capture de carbone et les turbines à cycle combiné au gaz (CCGTs) sont les sources d'électricité les moins chères. Indépendamment des taux d'intérêt, les coûts de production à base d'énergies renouvelables dépendent fortement de facteurs locaux et de l’amélioration rapide des technologies. Aujourd'hui, là où les conditions locales sont favorables, l'énergie hydraulique et le vent sont des technologies de production compétitives. Chaque technologie a des forces et des faiblesses, qui ne peuvent pas toujours être chiffrées par la méthodologie d'étude et dépendent de circonstances particulières :
Le nucléaire fournit des quantités significatives d'électricité en base à très faible teneur en carbone et des coûts stables dans le temps. Il doit cependant mobiliser des montants élevés de capital ainsi que les sommes nécessaires au démantèlement et à la gestion des déchets, ceci en devant répondre aux préoccupations sociétales, à celles concernant la sûreté et la prolifération.
Le charbon est économiquement compétitif en l'absence d'une tarification suffisamment élevée des émissions de gaz carbonique. Ceci est particulier vrai là où le charbon est bon marché. Cependant, cet avantage se réduit rapidement dès lors que les coûts du carbone montent.
Le charbon avec capture de carbone peut être compétitif quand un prix de CO2 est appliqué, et pourvu que le prix du charbon et de la technologie de capture de CO2 (hors stockage) soient bas. Cependant, la capture de CO2 n'existe pas encore commercialement pour des centrales électriques. Tant qu’un certain nombre d’installations ne fonctionneront pas à une échelle industrielle, les coûts de production du charbon avec la capture de CO2 demeureront incertains.
Le gaz présente trois avantages : un coût d’investissement bas, des émissions faibles en CO2 au regard d'autres énergies fossiles et une flexibilité opérationnelle élevée. Mais les coûts de production dépendent fortement des niveaux de son prix de sorte que, en comparaison avec d'autres sources d’énergie, notamment le charbon, il peut ne pas être compétitif en production permanente de base. A son actif, son prix détermine fréquemment celui sur les marchés de gros de l'électricité du fait de son utilisation en appoint. La production au gaz peut ainsi se couvrir contre les fluctuations et a fait des CCGTs un choix à faible risque dans des pays d'OCDE.
L’éolien terrestre dépend fortement de conditions locales favorables mais est compétitif dans certains cas étant précisé que les coûts afférents à l’adaptation du réseau ne sont pas pris en compte. Cependant, dans la mesure où ce type d’énergie n’est pas disponible en permanence, il ne peut pas être considéré à strictement parler comme une technologie de production de base.
Les choix existent - l’intervention publique compte
Les gouvernements jouent un rôle majeur dès lors qu’il s’agit de mobiliser du capital et de tarifier les émissions de CO2. Le coût du capital est essentiellement fonction des risques liés à chaque option de production de l'électricité - risque de marché, risque technologique, risques de construction et réglementaire. Avec des coûts d’investissement élevés, les technologies à faible teneur en carbone telles que le nucléaire, les énergies renouvelables et la capture et le stockage de CO2 (CCS) sont particulièrement vulnérables. Une action intelligente des gouvernements, cependant, peut faire beaucoup pour réduire ces risques.
La tarification du carbone est un facteur-clé dans la concurrence entre énergies fossiles classiques et à faible intensité carbone. Un prix de 30 USD par tonne de CO2, tel qu’inclus dans l'étude, reflète une hypothèse raisonnable pour les prochaines années. Un prix sensiblement plus élevé (ou plus bas) pour le carbone ferait basculer de manière décisive l'équilibre concurrentiel actuel dans une direction ou une autre. Les choix existent. En présentant ces choix, les Coûts prévisionnels de production de l'électricité : édition 2010 sera un outil indispensable pour des décideurs, les chercheurs et les parties prenantes dans les années qui viennent. Grâce à la coopération active de pays membres et non membres de l’OCDE, de l’industrie et d’universitaires, cette nouvelle édition couvre plus de pays et de technologies que la précédente. Elle comporte des données de presque 200 centrales électriques de 17 pays d'OCDE, de l'Afrique du Sud, du Brésil, de la Chine et de la Russie ainsi qu’une grande sélection de technologies dont le charbon (avec et sans capture de CO2), le gaz naturel, le nucléaire, l’hydraulique, l’éolien terrestre et en mer, le solaire, la biomasse, l’énergie des vagues et des marées, la cogénération.
Les Coûts prévisionnels de l’électricité – Édition 2010 est la septième édition d’une série d'études sur les coûts de la production d'électricité qui est devenu une référence incomparable dans ce domaine. L'analyse a été étroitement supervisée par un groupe d'experts international sur les coûts de production de l'électricité comprenant plus de 50 représentants de 19 pays membres de l'OCDE, la Commission européenne et l'Agence internationale de l'énergie atomique (AIEA). Des experts du Brésil, de l'Inde et de la Russie ont également participé à ce travail
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Sylvie Stephan
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