Les prix et les coûts des sources d’énergie

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Jean-Marie Martin-Amouroux

Directeur de recherche émérite au CNRS

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Sommaire

Une évaluation du coût social de l’énergie complet devrait résulter de la somme du coût marginal de production, du coût marginal externe et du coût marginal de substitution des sources d’énergie non renouvelables. Cette dernière  composante se heurte à des obstacles théoriques et méthodologiques qui en rendent l’évaluation hasardeuse. Les deux autres sont évaluées pour différentes sources d’énergie, dans la situation actuelle, et dans la perspective d’une évolution probable.

 

 

 

 

 

 

 

Table

Introduction

D’indispensables définitions

       Les prix

       Les coûts

       Relations entre coûts et prix

Les coûts de production des sources fossiles

       Pétrole

       Gaz naturel

       Charbon minéral

Les coûts de production des carburants

Les coûts de production de l’électricité

       Les coûts des grandes filières thermiques

       Les coûts des autres filières

Introduction des externalités et essai de comparaison

Conclusion

 


introduction

Dans une économie de marché, lorsque un besoin énergétique peut être satisfait par plusieurs sources d’énergie, la rationalité économique commande à l’utilisateur de rechercher la source d’énergie qui lui apportera le maximum de satisfaction (disponibilité, rendement, fiabilité, qualité et régularité de la fourniture) au moindre coût. L’industriel doté d’installations pluri-énergies n’hésitera donc  pas à passer presque instantanément du fuel-oil au gaz naturel, si le prix du second glisse au dessous de celui du premier. L’automobiliste, convaincu que les prix du gasoil resteront durablement inférieurs à ceux de l’essence, envisagera de remplacer son véhicule à essence par un diesel. Plus généralement encore, si un grand nombre d’utilisateurs pensent que les prix de toutes les sources d’énergie vont s’élever parce que les ressources fossiles s’épuisent, l’achat de maisons très bien isolées ou d’automobiles faibles consommatrices de carburant se généralisera, orientant les technologies vers la recherche de l’efficacité énergétique. Ces quelques exemples illustrent la prégnance des prix relatifs (ceux d’une source d’énergie par rapport à une autre ou ceux de l’énergie en général par rapport aux biens d’équipement) sur les choix énergétiques et le rôle que peut  jouer le signal prix dans une politique de l’énergie.

 

Peut-on faire confiance à ces prix pour orienter les systèmes d’approvisionnement sur le chemin de la stabilité (éviter les crises), de la qualité (limiter les pollutions) et du moindre coût pour l’économie nationale ? On pourrait répondre par l’affirmative si le système de prix était transparent pour tous les utilisateurs et reflétait parfaitement les coûts à long terme pour la collectivité. La réalité est malheureusement différente, soit que le consommateur ne connaisse pas les prix de ses fournitures, soit que ces derniers le renseignent mal, parce que flous ou brouillés par la construction des barèmes, l’arbitraire de la fiscalité ou l’imperfection des marchés. En outre, sauf cas récent de tarification verte, l’achat d’un kWh n’exprime aucune préférence en faveur de sa  génération par le nucléaire, l’hydraulique, le thermique charbon ou la turbine à gaz. Entre toutes ces filières, ce sont donc les producteurs qui vont faire des choix, sur la base des coûts de production qui ne sont pas des prix, mais qui ne sont pas sans liens avec les prix.

 

Pour bien comprendre comment les prix et les coûts interviennent dans les choix des sources d’énergie, et à travers eux sur l’évolution des techniques énergétiques, il faut commencer par définir les deux notions et préciser les relations qui les lient. On pourra ensuite étudier les coûts de l’énergie en 4 étapes :

·           les trois grandes sources fossiles (pétrole, gaz naturel, charbon minéral) qui entrent pour plus de 80% dans le bilan primaire du monde bois de feu compris ;

·           les carburants qui sont tirés des sources primaires par raffinage, distillation ou gazéification ;

·           les diverses filières électriques qui couvrent un large spectre, du thermique conventionnel au nucléaire et aux sources renouvelables ;

·           l’introduction des coûts externes et les possibilités de comparaison.

D’ indispensables définitions

Dans le langage courant, prix et coûts sont souvent employés indifféremment l’un pour l’autre, soit parce que les comptables ont pris l’habitude de parler de prix de revient pour désigner des coûts constatés à posteriori, soit parce que le prix demandé par un producteur est considéré comme un coût par un consommateur. Les deux notions renvoient pourtant à des réalités bien différentes.

 

Les prix

La notion la plus évidente, parce que faisant normalement l’objet d’un affichage ponctuel (spot), de tarifs ou de barèmes, est celle des prix. Ces derniers expriment un rapport entre deux quantités de marchandises (bien ou service) proposées à l'échange ou, ce qui revient au même, la quantité d’un bien que l’on doit donner en échange d’une unité d’un autre bien. Dans une économie monétarisée, le prix d’une source d’énergie est donc la quantité de monnaie que l’on doit consentir pour se procurer un kWh, un litre d’essence  ou une thermie de gaz  naturel. Ce prix est l’expression de la valeur d’échange d’une unité de bien ou de service énergétique. Résultat de la rencontre d’une offre (fonction croissante du prix) et d’une demande (fonction décroissante) sur un marché supposé libre et bien informé, il est un indicateur momentané de la plus ou moins grande rareté de la source d’énergie considérée.

 

Pour chacune de ces sources, il existe autant de prix que de marchés, ces derniers se succédant depuis les transactions départ mine (prix FOB), port de livraison (prix CIF), départ raffinerie ou centrale électrique, achat du consommateur final, industriel ou domestique. A chaque stade, les prix diffèrent avec les qualités des énergies (pétrole brut de type Brent ou WTI (West Texas Intermediate), charbon ou fuel-oil BTS ou HTS), le moment de la transaction, particulièrement sensible dans le cas d’une énergie non stockable comme l’électricité (heures creuses ou pleines, d’été ou d’hiver). Tous ces prix s’entendent hors taxes (HT) ou toutes taxes comprises (TTC).

 

Une comparaison des prix des diverses sources d’énergie implique donc des simplifications et des homogénéisations. Les premières passent par le calcul de prix de vente moyens, publiés par les annuaires statistiques de chaque pays, sous forme de prix moyen mensuel du pétrole importé en euros par tonne ou de prix moyen de l’électricité pour l’industrie en euros pour 100 kWh PCI. Si l’on veut suivre l’évolution de ces prix dans le temps, on doit remplacer les euros courants par des euros constants, sur la base des prix d’une année donnée, afin d’éliminer les variations de valeur de la monnaie dues à l’inflation. Si l’on veut procéder à des comparaisons internationales, il faut convertir les prix, donnés en monnaies nationales, en prix exprimés en dollars ou en euros constants, soit par l’intermédiaire des taux de change soit par les parités de pouvoir d’achat (PPA).

 

Les coûts

Dans la comptabilité d’une entreprise, le coût d’un bien ou d’un service correspond au prix des matières premières qui ont été nécessaires à sa production, majoré de toutes les charges de fabrication, directes et indirectes, jusqu’au stade de sa mise en vente. Sous réserve de l’arbitraire que peut introduire l’imputation des charges fixes à chaque unité de bien ou de service (répartir le coût du raffinage entre l’essence, le gas-oil et le fuel-oil, par exemple), le coût comptable est normalement défini avec précision. Reflet de décisions passées, il n’est cependant pas le plus intéressant pour préparer des décisions d’investissement que l’on souhaite aussi rationnelles que possible. Dans ce cas, c’est le coût économique qui est significatif, c’est-à-dire celui de la thermie ou du kWh qu’il faudra produire pour satisfaire une demande future. Il comporte de nombreux éléments d’incertitude qui appellent souvent des paramétrages (durée de vie des installations, taux d’actualisation…).

 

Toute activité économique mobilise des facteurs de production (bâtiments, machines, main d’œuvre, matières premières, assurances, impôts) qui se traduisent par des coûts fixes ou variables, selon qu’ils sont indépendants ou non des quantités produites. Leur sommation donne un coût total et la division de ce dernier par les quantités produites un coût unitaire moyen. Lorsque les rendements d’échelle sont constants et qu’il n’y a pas de coûts fixes, le coût moyen est constant. Ce n’est évidemment pas le cas des activités énergétiques dans lesquelles, les coûts fixes étant presque toujours élevés, le coût moyen l’est aussi pour de faibles quantités produites avant de diminuer fortement lorsque la production augmente. Selon que les rendements d’échelle sont décroissants ou croissants, le coût remonte au delà d’un certain niveau de production ou continue à baisser. Pour une quantité produite donnée, on peut aussi calculer le coût marginal, défini comme l’augmentation de coût qu’entraîne la production d’une unité supplémentaire de bien. Avant de revenir plus loin sur le rôle de ce dernier coût dans la relation entre les prix et les coûts, notons que les différences de structure de coûts sont essentielles dans la gestion d’un parc de production électrique et dans les choix entre filières de production. A coûts unitaires moyens sensiblement égaux dans certaines conditions de production, la turbine à gaz est fréquemment préférée à la centrale nucléaire ou hydroélectrique parce que la part de ses coûts fixes ne dépasse pas 30% contre 60 à 80% pour les autres.

 

Dans une perspective de long terme, il ne s’agit plus de gérer un parc de production existant mais de le développer en le renouvelant. Les choix à effectuer entre l’exploitation de nouvelles mines de charbon ou de gisements de pétrole, la construction de centrales thermiques conventionnelles ou nucléaires, d’éoliennes ou d’installations solaires photovoltaïques, s’appuient sur des comparaisons de coûts unitaires moyens d’installations à construire, lesquelles sont marginales par rapport au parc existant. Ces coûts dépendront de l’investissement à réaliser et de son exploitation tout au long d’une durée de vie qui peut s’étendre sur plusieurs décennies. Pour les estimer, on se donne un certain nombre de conventions qui permettent de comparer les diverses filières :

·           unité monétaire : $ ou euro constant base 2000, par exemple ;

·           date de mise en service des installations : 2005 ou plus ;

·           durée de vie normalisée : 10, 20, 30 ou 40 ans ;

·           taux d’utilisation des capacités de production pour les gisements ou facteur de charge pour les centrales électriques (80% à partir de la 3ème année, par exemple) ;

·           contenu des dépenses d’investissement : construction avec ou sans intérêts intercalaires et démantèlement ;

·           production brute ou nette (l’autoconsommation et les pertes peuvent dépasser 10%).

 

Mais la comparaison des coûts futurs suppose aussi l’introduction de plusieurs hypothèses qu’il n’est pas toujours aisé de paramétrer. Les unes sont relatives à l’évolution attendue des prix des sources d’énergie fossiles destinées à être converties en carburants conventionnels, en électricité ou en hydrogène. Les autres concernent la fonction d’apprentissage des nouvelles technologies c’est-à-dire la baisse des coûts unitaires associée à la diffusion des éoliennes, des cellules photovoltaïques ou des piles à combustibles.

 

Reste enfin la nécessaire actualisation des dépenses qui entrent dans le coût de chaque filière. Etalées sur plusieurs décennies, elles ne peuvent être additionnées telles quelles car un euro de revenu ou de dépense a évidemment moins de valeur dans dix ans qu’aujourd’hui. Il faut donc actualiser l’un et l’autre, en considérant que la valeur actuelle Do de la dépense Dn à faire dans n années est égale à Do = Dn/(1+r) où r est le taux d’actualisation choisi. On constate que la valeur actuelle sera d’autant plus faible que le futur est éloigné et que le taux d’actualisation est élevé. Le choix de ce dernier est donc particulièrement délicat puisque un taux élevé (10% et plus correspondent au rendement du capital exigé en 2003 par une entreprise privée) favorise les solutions les moins lourdes en investissement dont toutes les dépenses lointaines sont effacées, au contraire d’un taux modéré (5% n’est pas trop éloigné du rendement dont se contentent les pouvoirs publics pour de grands travaux d’infrastructure) qui allège relativement le poids de l’investissement initial.

 

Relations entre coûts et prix

A court terme (capital fixe constant), la théorie économique établit une relation entre coût et prix puisqu’en régime de concurrence parfaite, les entreprises qui veulent maximiser leur profit doivent fixer leur niveau de production de façon à ce que leur coût marginal égalise le prix du marché pour le produit qu’elles vendent. L’égalité entre coût marginal et prix est généralement considérée comme une condition pour l’obtention d’un optimum de Pareto en concurrence parfaite, mais aussi, sous certaines conditions, en situation de monopole et d’oligopole ([1], p. 117).

 

 A long terme (capital fixe variable, donc décisions portant sur les investissements), la tarification de l’électricité au coût marginal  a été construite pour que le signal prix envoyé aux consommateurs l’informe aussi précisément que possible de ce que coûte sa demande. Ce coût dit marginal de long terme, ou en développement, comprend tous les coûts, fixes et proportionnels, associés à l’accroissement du parc de production et du réseau de transport-distribution que la demande supplémentaire induit. Pour un parc optimal, coûts de court terme et de long terme s’égalisent ([2], p. 30).

 

Moins formalisée, la relation prix-coût de long terme existe aussi pour les sources d’énergie autres que l’électricité produite dans un système intégré. Un prix de marché durablement inférieur au coût marginal débouche inévitablement sur une contraction de l’offre par fermeture des installations les plus coûteuses, abandon de tout projet d’investissement et pressions en faveur d’une hausse des prix. Inversement, un prix supérieur provoque, par des mécanismes similaires, des pressions à la baisse. Ce qui se passe sur les marchés internationaux du charbon et du pétrole depuis une vingtaine d’années illustre ces relations : les baisses de prix entraînées par une concurrence sauvage sur le marché du charbon contraignent  à de périodiques fermetures de mines (en Europe et en Amérique du Nord), une offre plus tendue et un retournement des prix qui favorise l’ouverture de nouvelles capacités de production ; les hausses de prix imposées par la cartellisation du marché du pétrole (OPEP) rentabilisent des investissements marginaux (off-shore profond, huiles lourdes de l’Orénoque ou sables asphaltiques de l’Athabasca), gonflent l’offre et tirent les prix à la baisse (sans gel de plusieurs millions de barils/jour et sans menace de guerre, le prix du baril ne dépasserait pas 15$ en 2003).

 

Si ce sont bien eux qui orientent les choix des producteurs d’énergie, les coûts marginaux de production (CMP) doivent-ils être aussi ceux qui guident les politiques de l’énergie ? Surtout depuis qu’une grande attention est portée aux impacts environnementaux des activités énergétiques, l’analyse économique souligne le caractère incomplet de ces coûts. Ils couvrent bien toutes les dépenses que supportent les entreprises pour mettre sur le marché un volume supplémentaire de pétrole, de gaz naturel ou d’électricité, mais ils laissent de côté le coût des dommages supportés par des agents économiques extérieurs au marché, coûts qui se traduiront par des taux de morbidité ou de mortalité plus élevés affectant le bien être individuel et collectif. Dénommés coûts externes, ces derniers sont source d’inéquité mais aussi d’inefficacité économique car l’absence d’une sanction des impacts négatifs dissuade les producteurs de réaliser des investissements qui auraient une productivité sociale élevée. Il est donc recommandé aux pouvoirs publics d’obliger les entreprises à prendre en charge les coûts externes de leur activité, en choisissant entre deux procédures :

·           la marchandisation des externalités sous la forme d’achat-vente de droits à polluer à partir d’une attribution de droits à chaque entreprise par les pouvoirs publics,

·           l’internalisation des externalités par intégration obligatoire (normes ou règlements) de leur coût dans les prix des biens ou services, le supplément de coût servant à supprimer la pollution ou à dédommager le pollué.

 

Dans cette dernière hypothèse, le coût marginal externe (CME) d’un kWh pourrait être calculé comme suit : D/kWh = (D/C) x (C/E) x (E/kWh), avec

-         D = évaluation monétaire des dommages (en cents d’euro par kWh)

-         C = volume de polluant concentré (en tonnes de SO2 par km2)

-         E = émissions du polluant (en gramme de SO2 par kWh).

 

L’internalisation des externalités négatives suffirait-elle à faire du coût marginal de long terme un bon signal à envoyer aux décideurs dont dépend l’approvisionnement énergétique des prochaines décennies ? Certains, encore peu nombreux, préconisent d’aller plus loin en ajoutant un « user cost » ou coût marginal de substitution des sources d’énergie non renouvelables (CMS). Aux yeux de l’analyse économique, en effet, les ressources naturelles incorporées dans une matière première, énergétique ou autre, n’ont pas de valeur. Lorsqu’elles sont appelées à disparaître, il faudrait donc les valoriser à hauteur des dépenses qui permettront de les remplacer un jour par une source inépuisable (nucléaire ou renouvelable). Un coût social véritablement complet de l’énergie (CSE) devrait être composé de trois éléments :

CSE = CMP + CME + CMS.

 L’argument ne manque pas de pertinence, mais l’évaluation d’un tel coût se heurte à des obstacles théoriques et méthodologiques. Dans ce qui suit, nous nous limiterons à l’évaluation des CMP, puis dans la dernière partie consacrée aux comparaisons entre sources d’énergie, nous introduirons les CME.

Les coûts de production des sources fossiles

Pétrole, gaz naturel et charbon minéral entrent pour plus de 80% dans le bilan énergétique mondial dont ils satisfont la totalité des usages carburants, la plus grande partie des usages chaleur directe (haute et basse température) et plus de 60% des usages électricité. On comprend donc l’influence déterminante de leurs coûts de production sur la configuration du système énergétique.

 

Ces coûts sont principalement influencés par les caractéristiques de l’exploitation des ressources fossiles qui peuvent être très aisées (mines de charbon à ciel ouvert ou gisements d’hydrocarbures hyper géants à faible profondeur, les uns et les autres localisés à proximité d’une côte se prêtant à une évacuation maritime) ou très difficiles (mines souterraines grisouteuses à grande profondeur ou gisements d’hydrocarbures off-shore dans une mer très agitée). On pourrait imaginer que l’exploitation de toutes ces sources ait commencé par les moins coûteuses puis se soit progressivement étendue aux autres au fur et à mesure de l’épuisement des premières. Pour deux raisons au moins, les choses ne se sont pas déroulées ainsi. Historiquement, alors que toutes les sources d’énergie fossiles étaient connues depuis le néolithique, les techniques d’extraction, de traitement et de transport ont été maîtrisées pour les solides bien avant les liquides puis les gazeux. Géographiquement, l’inégale répartition des uns et des autres sur la surface terrestre et les limites de tous types aux échanges commerciaux ont contraint certains pays à des exploitations plus coûteuses que d’autres.

 

Entre sources fossiles et entre techniques de production des unes et des autres, la structure des coûts de production (coûts fixes et variables) est très variable, mais leur contenu diffère peu. On y trouve :

·           des investissements d’exploration, plus importants pour les hydrocarbures que pour le charbon, parce qu’il faut recourir à des recherches géologiques et géophysiques (campagnes sismiques, notamment) et des forages de délinéation qui permettent d’apprécier les caractéristiques du gisement ;

·           des investissements de production (puits d’extraction et installations souterraines pour le charbon, forages et installations de surface telles que les réseaux de collecte, les unités de séparation et de traitement et les réservoirs de stockage pour le pétrole) ;

·           des infrastructures de transport sous forme de voies ferrées pour l’évacuation du charbon, d’oléoducs pour le pétrole, de gazoducs ou de chaîne de liquéfaction et regazéification pour le gaz naturel ;

·           des coûts d’exploitation, plus ou moins proportionnels selon les cas : frais de personnel très élevés dans l’exploitation des mines souterraines, fluides et pièces détachées, assurances, frais généraux, locations diverses…

Rapportées aux volumes produits, ces dépenses permettent de calculer des coûts unitaires, moyens et marginaux pour chaque exploitation. A posteriori, l’opération ne présente pas de grande difficulté. A priori, elle se heurte aux difficultés d’évaluer les volumes de production sur toute la vie du gisement, d’où les pratiques conservatrices des gestionnaires qui se traduisent par de fréquentes réévaluations en cours de vie. Si, à une date donnée, on classe par ordre croissant les coûts moyens de toutes les exploitations de pétrole, gaz naturel et charbon dans le monde, on dénomme coût marginal de long terme le coût moyen de l’exploitation la plus coûteuse dont la production est nécessaire pour équilibrer l’offre et la demande pour un prix observé ou anticipé du marché.

 

Pétrole

Les coûts de production en $/baril varient dans de considérables proportions d’une région du monde à l’autre : de moins de $5 au Moyen Orient à plus de $15 en Mer du Nord. Encore cet écart de 1 à 3 masque-t-il des dispersions beaucoup plus grandes si l’on distingue les gisements exploités dans chaque région selon qu’il sont on-shore ou off-shore, anciens ou nouveaux, petits ou grands. Au Moyen Orient, l’éventail des coûts (toujours en $) va de

-         0,4-0,8 champs à terre anciens

-         0,6-3,0 champs à terre récents

-         2,0-4,0 grands gisements en mer

-         3,0-6,0 petits gisements en mer.

En Mer du Nord, il va de

-         4,0-10,0 en zone Sud

-         8,0-20,0 en zone Nord

-         15,0-25,0 pour les champs marginaux ([3], p. 21).

 

Les écarts à l’intérieur de chaque sous-groupe s’expliquent principalement par la productivité des puits qui peut aller de 7000 barils/jour au Moyen Orient à moins de 10 aux Etats-Unis (stripper wells). Dans tous ces coûts, les charges fixes (investissement) sont dominantes et peuvent atteindre 75% du total, avec comme principale conséquence d’inciter à une exploitation aussi proche que possible de la capacité maximum de production et à vendre à un prix qui pourra être inférieur au coût moyen mais qui sera toujours supérieur au coût marginal de court terme, constamment décroissant (sauf recourt à des techniques de récupération secondaire et tertiaire).

 

Au cours des dernières décennies, les coûts de production moyens du brut dans le monde auraient dû s’élever au fur et à mesure qu’étaient mis en exploitation des gisements de plus petite taille ou situés dans des régions plus difficiles, en off-shore notamment. Il n’en a rien été parce que les progrès techniques ont été spectaculaires dans l’amont pétrolier. Les avancées des géosciences (utilisation systématique de la sismique 3D), la maîtrise du forage très dévié, la simplification des réseaux de collecte et bien d’autres ont abouti à une division par deux des coûts moyens des gisements marginaux. De $13,9 par baril en 1990, ils sont tombés à 10,1 en 1994, puis 7,5 en 1998 et à peine plus de 6,0 en 2000 ([4], p. 163). S’agissant des pétroles non conventionnels (off-shore très profonds, huiles lourdes, sables asphaltiques), ces mêmes coûts sont passés de $24 en 1985 à $16 en 1995.

 

Pour être disponible sur les lieux de consommation, le brut doit être transporté et raffiné. Le coût du transport dépend d’abord de la distance parcourue et du moyen utilisé (navire pétrolier ou oléoduc). Dans les deux cas, cependant, les économies d’échelle sont telles que les coûts réels n’ont cessé de diminuer dans le temps avec la croissance de la taille des tankers (de 75 000 tonnes de port en lourd (tpl) en moyenne à la fin des années cinquante  à 350 000 et plus, vingt ans plus tard), et celle du débit et du diamètre des pipes (de moins de 12’’ à plus de 36’’[1]). Résultat, sur une distance type comme celle qui sépare le Moyen Orient des ports de Mer du Nord, le coût du transport d’un baril de brut se situe entre $1 et 2 selon la taille du navire et le prix du carburant. L’économie du raffinage est aussi très sensible aux économies d’échelle mais elle est plus compliquée que celle du transport car elle doit résoudre le difficile problème de l’imputation des coûts aux multiples produits que l’on tire du pétrole brut. Son évolution a, en outre, été marquée par une complexification continue imposée, entre autres, par la sévérisation des normes techniques des carburants. Dans le temps, les coûts moyens de raffinage ont néanmoins décrû pour se situer aujourd’hui entre $2 et 5 par tonne de brut.

 

Compte non tenu des coûts de raffinage qui ne l’affecte pas, la hiérarchie mondiale des coûts du brut, fonction des volumes de production attendus à l’horizon 2015, pourrait avoir l’allure de la courbe d’offre représentée sur la Figure 1. A condition d’exploiter au maximum le brut du Moyen Orient dont la production annuelle s’approcherait des 3 Gt, la production mondiale pourrait satisfaire une consommation de 5 Gt à l’aide de gisements dont les coûts ne dépasseraient pas $15. Au delà, on devrait recourir de plus en plus massivement aux non conventionnels dont les coûts se situeraient entre $15 et 25. Dans cette dernière hypothèse, les coûts environnementaux externes ne sont pas comptabilisés.

Figure 1

Courbe d’offre pétrolière en  2015

 

Gaz naturel

Longtemps, le gaz naturel a eu un coût négatif car, associé à l’exploitation de gisement de pétrole et inutilisable faute de moyens de transport, il était traité en produit fatal et brûlé par les compagnies pétrolières. Depuis que l’on sait l’évacuer vers des lieux de consommation, il est toujours un produit dérivé de l’activité pétrolière (gaz associé) mais il est aussi recherché pour lui-même (gaz sec). Le premier a un coût de production extrêmement faible qui représente les installations de stockage et d’évacuation supplémentaires pour l’exploitant pétrolier. Le second à un coût comparable à celui du pétrole brut, donc très variable selon la localisation, la taille et les caractéristiques du gisement (si ce dernier contient un gaz soufré, des installations de désulfuration devront être construites comme à Lacq). Dans le temps, sa tendance à l’élévation, poussée par l’éloignement et les difficultés techniques des exploitations marginales (gaz de l’extrême sud algérien ou de l’extrême nord sibérien), est freinée par les progrès technologiques, comme dans le cas du pétrole.

 

Ce sont les coûts de transport  qui distinguent le plus l’économie du gaz de celle du pétrole car l’état gazeux exige des gazoducs d’un diamètre très supérieur à ceux des oléoducs pour assurer le transport d’une même quantité d’énergie. Le gazoduc est, en outre, inadapté aux très longs trajets internationaux (au delà de 3 à 5000 km), et doit être remplacé par des chaînes de liquéfaction tout aussi coûteuses. En moyenne, le transport sur longue distance du gaz naturel est 5 à 6 fois plus coûteux que celui du pétrole. Peu divisibles, ses équipements doivent être amortis sur très longue période, ce qui n’est compatible qu’avec une grande stabilité des marchés et des contrats de 20 à 30 ans.

 

Pour ces diverses raisons, la courbe d’offre de gaz naturel pour l’Europe occidentale à horizon 2015 apparaît très plate entre des productions de 100 à 350 milliards de m3/an (Figure 2). Au delà, elle pourrait croître plus ou moins fortement par obligation de recourir à l’exploitation de gisements de plus en plus lointains (Nigeria, Golfe Persique), mais cette croissance, comme dans le cas du pétrole, pourrait varier avec l'intensité du progrès technologique. De $2 par million de Btu (British Thermal Unit) aujourd’hui, le coût marginal du gaz naturel rendu Europe occidentale pourrait ainsi atteindre $3 ou 4 selon les cas. Ce coût suppose qu’aucun obstacle politique n’affectera le tracé des oléoducs ou des chaînes gaz naturel liquéfié (GNL).

Figure 2

Courbe d’offre gazière en 2015

 

Charbon minéral

 La plus ancienne source d’énergie fossile occupe encore la deuxième place dans le bilan énergétique mondial (25%), derrière le pétrole mais juste devant le gaz naturel. Elle résiste bien du fait de ressources beaucoup plus abondantes que les autres, de débouchés sans concurrents dans la sidérurgie (charbon cokéfiable) et d’une très bonne compétitivité dans l’alimentation des centrales thermo-électriques (charbon vapeur). Cette compétitivité résulte de la formation d’un marché mondial qui intensifie la concurrence et entraîne une baisse des coûts de production que rend possible la hausse de la productivité du travail dans les grands pays producteurs (Etats-Unis, Chine, Australie, Afrique du Sud…) : en moyenne, cette dernière est passée de 1 200 tonnes par mineur et par an en 1980 à 4 400 en 1999 ([5], p. I. 229), ce grâce à l’extension des mines à ciel ouvert et à la mécanisation très poussée de toutes les exploitations.

 

A l’exclusion de ceux des vieilles exploitations européennes, encore en activité parce que subventionnées, les coûts du charbon minéral départ mine se situent en 2000 dans un rapport de 1 à 10. Ceux des grandes mines à ciel ouvert du Powder River Basin dans l’Ouest des Etats-Unis sont les plus bas ($3 à 5 la tonne) mais sont peu représentatifs. Très au dessus, apparaissent les coûts des mines de surface et de quelques mines souterraines ($10 à 20) des grands pays exportateurs (Australie, Afrique du Sud, Canada, Indonésie), suivis par ceux ($20 à 30) de la région des Appalaches aux Etats-Unis qui n’entrent sur le marché mondial que lorsque les prix des charbons vapeur dépassent $40 et qui jouent ainsi le rôle de fournitures marginales de court terme. Au prix de $30 la tonne, la Chine exporte presque 100 millions de tonnes, ce qui pourrait signifier que ses coûts sont comparables à ceux de l’Australie, mais l’absence de preuves autorise certains à l’accuser de dumping.

 

Brûlé sur le carreau des mines dans de grandes centrales thermiques, le charbon est actuellement, et de très loin, le combustible le meilleur marché. Ailleurs, son coût rendu lieu d’utilisation résulte de l’addition de plusieurs postes,

·           transport intérieur de la mine au port d’embarquement :

·           frais d’embarquement

·           transport maritime

lesquels, en moyenne doublent les coûts départ mine pour du charbon rendu Europe occidentale depuis les Etats-Unis, l’Australie ou l’Afrique du Sud. A titre d’exemple, un charbon vapeur coûtant de $13,4 à 19,7 départ mine du Transvaal en Afrique du Sud, supporte des charges de transport jusqu’au port d’embarquement ($6,8 à 7,3), de stockage et chargement ($1,2 à 1,7) et de transport maritime ($4,6 à 6,3) pour arriver dans un port européen de Mer du Nord à un coût compris entre $26,1 et 37,2 la tonne, soit de $1,04à 1,38 le GJ (pour un pouvoir calorifique de 25 à 27 GJ par tonne).

 

A l’avenir, les coûts de production du charbon minéral devraient évoluer de façon contrastée d’une région du monde à l’autre : stabilité dans l’Ouest des Etats-Unis et dans les grands pays exportateurs (Australie, Afrique du Sud, Indonésie, Colombie, Venezuela) où d’importantes extensions de capacité de production sont envisagées, même aux prix actuels du marché qui sont bas ; croissance dans les anciennes régions de production des Appalaches aux Etats-Unis ou du Donbass en Russie. Une incertitude pèse sur l’évolution des coûts de production de la Chine qui combat les rendements décroissants d’une partie de ses mines par de profondes restructurations industrielles et la construction de nouvelles infrastructures de transport. Mais, des trois principales sources d’énergie fossile, le charbon minéral est la plus polluante et la plus forte émettrice de gaz à effet de serre : ce sont donc les coûts externes associés à sa combustion dans les centrales thermo-électriques qui influenceront le plus sa compétitivité future.

Les coûts de production des carburants

Des trois grandes sources fossiles, seul le gaz naturel est majoritairement utilisé comme combustible (fours ou chaudières) dans des usages finals, alors que le charbon minéral est soit cokéfié à usages sidérurgiques soit transformé en électricité, et que le pétrole est principalement dirigé vers le marché des carburants, sous forme d’essence ou de gas-oil. En l’état actuel des techniques et des prix du pétrole brut, les coûts de ces carburants sont les plus bas, comme on peut le lire sur le tableau 1.

 

 

 

 

- Essence

        15

- Gaz de pétrole liquéfié (GPL)

       9-18

- Gaz naturel comprimé

      11-26

- Méthanol ex gaz naturel

      17-40

- MTBE

      18-23

- Diesel ex gaz naturel

      29-37

- Essence ex gaz naturel

      31-46

- Ester d’huile végétale

      38-55

- Ethanol ex céréales

      32-54

- Méthanol ex charbon minéral

      40-68

- Méthanol ex biomasse

      42-77

- Essence ex charbon minéral

      48-69

- Ethanol ex bois

      48-69

 

Tableau 1. Coûts de production des carburants en cents d’euro par litre

l’éventail des coûts de chaque carburant traduit l’incertitude entre la situation la plus favorable et la plus défavorable.

 

Plus la filière est éloignée du stade industriel, plus l’éventail des coûts est large parce que les incertitudes technologiques sont grandes. En outre, le coût des carburants tirés de la biomasse (bois, céréales, huiles végétales) est entaché d’une incertitude supplémentaire car le coût de cette source primaire dépend étroitement des distances sur lesquelles elle est transportée.

 

Au total, l’avantage dont jouissent le pétrole, et à un moindre titre le gaz naturel, sont si considérables que la compétitivité d’autres carburants n’est attendue que de sauts technologiques dans les techniques de liquéfaction ou gazéification. Même dans cette hypothèse, la croissance des émissions de CO2 provoquée par un recourt massif au charbon minéral resterait un obstacle. La perspective d’un passage à l’hydrogène n’apporterait une réponse satisfaisante que dans l’hypothèse d’une production de ce dernier par électrolyse de l’eau par de l’électricité générée elle-même sans émission de CO2 ou mise au point de procédés économiques de capture et stockage du CO2.

Les coûts de production de l’ÉlectricitÉ

D’origine nucléaire, géothermique, hydraulique ou autres renouvelables (éolien, solaire, marémotrice, biomassique), l’électricité ne représente pas plus de 10% de l’offre primaire, mais elle est le principal vecteur de conversion de toutes les sources d’énergie en offre finale. A ce titre, la comparaison de ses coûts de production présente un intérêt particulier puisque c’est par l’intermédiaire de l’électricité (et demain peut-être l’hydrogène) que de nouvelles sources sont introduites dans le bilan énergétique. Exprimés en cents d’euro (ou de dollar) par kWh, ces coûts sont évalués aux bornes des installations de production, ce qui signifie

·           50 à 70% du coût rendu consommateur final dans le cas d’une production centralisée avec réseau de transport et distribution ;

·           100% dans le cas d’une production décentralisée ou hors réseau, à condition que cette dernière inclue bien le coût des installations de stockage qui remédient au caractère aléatoire de certaines productions telles que solaire ou éolienne.

 

Le spectre des coûts marginaux de long terme, c’est-à-dire ceux des nouvelles installations à adjoindre aux parcs actuels pour satisfaire une demande additionnelle, est large. Il s’étend de 2-5 cents dans les filières thermiques conventionnelles, le nucléaire, la géothermie et l’hydraulique sur bons sites à 25-125 dans la conversion de l’énergie des vagues et le solaire photovoltaïque. Tous ces coûts n’ayant pas une égale fiabilité, une distinction s’impose entre ceux que les compagnies électriques maîtrisent assez bien et ceux qui ne reposent que sur des dires d’experts ou qui dépendent de la qualité de chaque site.

 

Les coûts des grandes filières thermiques

Périodiquement, les pays membres de l’Agence Internationale de l’Energie (AIE) ou de l’Union Internationale des Producteurs et Distributeurs d’Electricité (UNIPEDE) comparent les coûts de production des grandes filières (thermique charbon, turbines à gaz, centrales nucléaires) sur des bases préalablement homogénéisées (voir plus haut « les coûts ») et pour deux hypothèses de taux d’actualisation et trois hypothèses de prix des combustibles.

 

 

Taux d’actualisation

Prix des combustibles

Nucléaire

Charbon

Gaz

         5%

Haut

Moyen

Bas

  

3,06

                  3,50

         3,29

 3,10

                 4,14

         3,57

 2,97

       10%

Haut

Moyen

Bas

 

4,49

                  4,39

         4,18

 3,99

                 4,50

         3,96

3,30

 

Tableau 2. Comparaison des coûts actualisés en cents d’euro par kWh

 

Pour des mises en exploitation à horizon 2005, les coûts varient entre 3,0 et 4,5 cents d’euro par kWh. Pour un taux d’actualisation de 5%, le nucléaire reste le meilleur marché tant que les prix des combustibles sont sur une trajectoire moyenne ou haute, mais il est concurrencé par la turbine à gaz et le thermique charbon si cette trajectoire est basse. Pour un taux d’actualisation à 10%, la perte de compétitivité du nucléaire au profit des centrales au gaz et au charbon est d’autant plus forte que la trajectoire de prix des combustibles est plus basse. L’incidence des prix des combustibles et des taux d’actualisation sur les coûts de production est liée aux différences de techniques de production, donc à la structure de ces coûts (Tableau 3).

 

 

Nucléaire

Charbon

Gaz

Investissement

50 à 60

31 à 46

16 à 25

Combustible

29 à 22

46 à 37

73 à 65

Autres

21 à 18

23 à 17

11 à 10

 

Tableau 3. Structure des coûts de production (%).

structure des coûts aux conditions de la France pour des taux d’actualisation de 5 et 10%.

 

Depuis le début des années quatre-vingt-dix, les conditions qui prévalent sont défavorables au nucléaire et favorables aux filières thermiques conventionnelles, notamment celle qui recourt aux turbines à gaz. D’un côté, la dérégulation des marchés de l’électricité et la privatisation des entreprises de production électrique ont imposé des taux d’actualisation explicite ou implicite très supérieurs à 10% parce que les investisseurs soucieux de minimiser les risques et de rémunérer correctement les apporteurs de capitaux veulent récupérer leur mise en un laps de temps aussi court que possible. De l’autre, la mondialisation des marchés, l’intense concurrence entre producteurs et les progrès techniques ont installé les prix des combustibles fossiles sur des trajectoires basses.

 

Ces conditions peuvent-elles changer à l’avenir ? On a vu plus haut que la tendance des prix des combustibles fossiles devrait plutôt s’orienter à la hausse. Si la libéralisation des marchés de l’électricité se poursuit, hypothèse la plus probable, les taux d’actualisation élevés continueront sans doute à prévaloir. Restent deux facteurs de changement possible : la prise en compte des impacts environnementaux qui pèse très inégalement sur les coûts de chaque filière (voir plus loin) et des effets différenciés du progrès technique sur les coûts d’investissement et d’exploitation.

 

Les coûts des autres filières

Ils sont affectés d’une beaucoup plus grande incertitude que les coûts précédents parce qu’à côté de techniques matures comme l’hydraulique ou la géothermie conventionnelle, on traite de techniques nouvelles (éolien, solaire photovoltaïque ou thermodynamique) dont la fonction d’apprentissage est mal connue, ou même entièrement nouvelles (énergie des vagues, géothermie roches sèches, piles à combustible, thermique biomasse gazéifiée) dont les performances industrielles sont extrapolées d’installations pilotes. Comme dans le cas des grandes filières thermiques, certains coûts sont très sensibles aux prix des combustibles (biomasse ou hydrogène) alors que d’autres dépendent presque exclusivement des coûts d’investissement, exprimés en euro par kW installé, mais dans ce cas avec une double particularité.

 

Les coûts d’investissements sont rarement standardisables parce que modelés par les caractéristiques des sites d’installation. Le coût du kW installé en grande hydraulique ou  en géothermie sur de bons sites pourra ne pas dépasser 1000 euros ; ceux du même kW en petite hydraulique, solaire thermodynamique, éolien on-shore ou off-shore , se situer entre 1500 et 3000 euros, pour des raisons géologiques, climatiques ou hydrologiques.

 

S’agissant en outre de sources d’énergie qui peuvent être diffuses et intermittentes, le passage du coût du kW à celui du kWh dépendra de facteurs de charge (load factor) extrêmement variables puisque compris entre

·           45 et 90% pour la géothermie conventionnelle

·           35 et 70% pour la petite hydraulique

·           35 et 50% pour la grande hydraulique sans réservoir

·           20 et 35% pour le solaire thermodynamique

·           20 et 30% pour l’éolien et la marémotrice

·            8 et 20% pour le solaire photovoltaïque,

sauf investissements additionnels de stockage ou de couplage avec une source complémentaire.

 

Actuels

Futurs

- Grande hydraulique

       2-5

         2-5

- Géothermie conventionnelle

       2-10

         1-10

- Petite hydraulique

       3-10      

         2-7

- Eolien

       5-13

         3-10

- Biomasse conventionnelle

       5-15

         4-10

- Biomasse gazéifiée + TGCC

       8-11

 

- Marémotrice

       8-15

          8-15 

- Energie des vagues

       8-20

 

- Piles à combustibles PAFC[2] acide phosphorique

      10-20

        

- Solaire thermodynamique

      12-18

         4-10

- Géothermie roches sèches

      12-20

        

- Solaire photovoltaïque

      25-125

         5-25

Tableau 4. Coûts des autres filières électriques en cents d’euro par kWh [6]

 

Les cinq premières filières, lorsqu’elles bénéficient de bons sites d’implantations, sont normalement compétitives avec les grandes filières thermiques. Mais, alors que la grande hydraulique et la géothermie conventionnelle ne peuvent produire que pour le réseau, la petite hydraulique, l’éolien et la combustion de biomasse dans des installations cogénératrices relèvent aussi bien de la production centralisée que de la production répartie, ce qui permet de les utiliser sans passer par un réseau mais implique, sauf pour la biomasse, des investissements additionnels de stockage ou de couplage pour garantir la fourniture.

 

Les sept autres filières sont encore éloignées de la compétitivité, soit pour des raisons de rareté des sites équipables (marémotrice), soit par insuffisante maturité de la technologie. Estimés, les coûts futurs dépendent donc de l’allure des fonctions d’apprentissage (dans l’éolien, les coûts d’investissements sont tombés de $7000 par kW à moins de $2000 lorsque les capacités installées sont passées de 0 à 2000 MW) ou d’avancées technologiques significatives (piles à combustibles, solaire photovoltaïque).

Introduction des externalités et essai de comparaison

Les coûts marginaux de long terme examinés ci-dessus n’incorporent que les coûts externes que les producteurs ont été obligés d’internaliser (installations de désulfuration des fumées des centrales thermiques conventionnelles ou coûts de démantèlement des centrales nucléaires, par exemple). Bien d’autres coûts, restés externes, sont cependant associés à toutes les filières énergétiques mais avec des incidences très différentes sur leurs coûts sociaux (définition plus haut). Parmi les diverses tentatives d’estimations de ces coûts, la plus systématique résulte du projet ExternE (External Costs of Energy) de la Commission Européenne qui a reconstitué pour chaque filière de production d’électricité la chaîne émission, dispersion, fonction dose-réponse, évaluation monétaire. Deux grandes familles d’impacts ont été considérées :

·           ceux sur la santé des populations touchées par des émissions polluantes : troubles cardio-pulmonaires imputables au SO2, NOx ou particules, cancers et effets génétiques des radionuclides, notamment ;

·           ceux imputables aux émissions de gaz à effet de serre par l’intermédiaire du « global warming potential » tel qu’estimé par le Groupe intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC).

 

En dépit des difficultés inhérentes à ce type d’approche et aux incertitudes restantes, des coûts externes peuvent être proposés pour chaque filière de production électrique.

 

- Thermique charbon, après 2000

          4,0

- Thermique fuel, après 2000

          3,2

- Thermique gaz avec cycles combinés

          1,6

- Thermique biomasse

          0,8

- Nucléaire

          0,3

- Solaire photovoltaïque

          0,28

- Eolien

          0,13    

- Hydraulique

       0,04-0,74

 

Tableau 5. Coûts externes des filières électriques en cents d’euro par kWh [7]

 

 Sont exclues de cette évaluation les centrales thermiques conventionnelles en fonction avant l’an 2000 dont les coûts externes, supérieurs à 10 cents par kWh, dépassent les coûts marginaux de production. A partir de cette date, les nouvelles normes d’émission européennes et le recourt à des techniques de combustion performantes (lits fluidisés et gazéification) ont considérablement réduit les émissions polluantes et légèrement abaissé celles de CO2.

 

Le coût de la filière nucléaire vient des risques de cancers pour les générations futures ce qui le rend extrêmement sensible au taux d’actualisation retenu : à 10%, le 0,5 cent du tableau tomberait à 0,005 cent. En revanche, le coût serait sensiblement plus élevé si y était incluse l’évaluation monétaire des risques d’accidents, du stockage des déchets à vie longue et des risques de prolifération, soit un total de 2,3 cents selon le US Department of Energy (1990). Les auteurs d’ExternE contestent un tel résultat en s’appuyant sur l’extrême petitesse de l’espérance mathématique du coût actualisé (même à 0%) d’un accident nucléaire et sur l’imprévisibilité des impacts des déchets dont la gestion future est inconnue.

 

Les coûts de l’éolien et du solaire photovoltaïque proviennent des émissions polluantes au cours de la fabrication des équipements de conversion (production et découpage du silicium, par exemple), ceux de la biomasse de la pollution provoquée par l’exploitation mécanisée des forêts et non de la contribution au réchauffement climatique estimé à zéro par définition. Ceux de l’hydraulique, enfin, varient considérablement selon les caractéristiques de l’aménagement qui peuvent détruire ou valoriser un site au point de rendre négatif le coût externe.

 

Au total, la prise en compte des externalités modifie sensiblement la hiérarchie des coûts marginaux à long terme des diverses filières électriques : thermique charbon et fuel reculent sensiblement au profit de l’hydraulique, du nucléaire et des autres sources renouvelables lorsqu’elles peuvent être exploitées sur de très bons sites. Moins polluante, la turbine à gaz en cycles combinés résiste mieux à condition de s’inscrire sur une trajectoire basse du prix du gaz.

Conclusion

En l’état actuel des ressources exploitables et des techniques, les filières fossiles bénéficient généralement des coûts internes les plus bas, quel que soient les usages : thermiques basse et haute température, mécaniques fixes (électricité) et mécaniques mobiles (carburant). Rien d’étonnant donc à ce que, selon les scénarios énergétiques « business as usual », pétrole, gaz naturel et charbon minéral apportent encore plus de 80% de l’approvisionnement énergétique mondial à horizon 2050. Plusieurs incertitudes affectent cependant l’évolution future de ces coûts. Les unes sont d’origine géopolitiques : la production et le transport des hydrocarbures reposent sur des pays (Arabie Saoudite, Irak, Iran, Qatar…) dont la fragilité politique justifie des primes de risques. Les autres ont trait aux conséquences environnementales de leur évolution, notamment en termes d’émissions de CO2, dont les coûts devraient être internalisés. A plus long terme, enfin, l’épuisement de certaines ressources gagnerait à être anticipé. Prises en compte dans les coûts sociaux des diverses sources d’énergie, ces incertitudes renchériraient les sources fossiles au profit des sources renouvelables et de l’énergie nucléaire dont la croissance conditionne, par apprentissage, la diminution des coûts d’usage.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Références

[1]    Guerrien (Bernard). Dictionnaire d’analyse économique. Paris : La Découverte, 1996, 540 p.

[2]    Levy (Daniel). La tarification de l’électricité dans le monde. Economies et Sociétés, série « économie de l’énergie », n°1/1990, p. 29-41.

[3]    Clô (Alberto). Economia e politica del petrolio. Bologna : Editrice compositori, 2000, 407 p.

[4]    Institut Français du Pétrole. Recherche et production du pétrole et du gaz. Réserves, coûts, contrats. Paris : Editions Technip, 2002, 327 p.

[5]    International Energy Agency. Coal Information (yearly publication).

[6]    United Nations Development Program and World Energy Council. World energy assessment. New York, 2000, 508 p.

[7]    Rabl (Ari) et Spadaro (Joseph V). Les coûts externes de l’électricité. Revue de l’Energie, n°525, mars-avril 2001, p. 151-163.

[8]    Guesnerie (Roger). Kyoto et l’économie de l’effet de serre. Paris : La Documentation française, 2003, 263 p.

 

 

 



[1] ’’ est le symbole pour inch ; 1 inch vaut 2,54 cm.

[2] PAFC: Phosphoric Acid Membrane Fuel Cell