Coûts du système électrique : la Cour des comptes publie ses « observations définitives »

La Cour des comptes a publié ce 13 décembre ses « observations définitives sur les coûts du système électrique en France ». Voici quelques réflexions de l’autorité de contrôle des comptes publics et ses 4 recommandations.

Coûts de production des filières et coût complet d’un mix électrique

La Cour des comptes rappelle que les coûts de production électrique « peuvent être calculés pour une technologie de production particulière (nucléaire, hydraulique, thermique, etc.) ou pour le système électrique considéré dans son ensemble (incluant les moyens de production, les réseaux d’acheminement, les moyens de stockage ou de flexibilité de la demande, etc.) ».

L’estimation du coût d’un mix de production « ne correspond pas à la simple addition des coûts de production de chaque filière », met ainsi en garde la Cour des comptes. Et c’est bien « le coût du système électrique dans son ensemble qui rend compte du coût de production associé à un mix électrique ». Une approche suivie par le gestionnaire de réseau RTE dans son récent rapport « Futurs énergétiques 2050 » qui détaille le coût global du système électrique français d'ici à 2060 dans 6 scénarios.

Le coût économique d’un mix électrique doit « prendre en compte, en sus des moyens de production, le coût des moyens de stockage, de flexibilité de la demande, ceux du réseau de transport et de distribution, des interconnexions et enfin le bilan des échanges extérieurs d’électricité (imports et exports) qui dépend des mix électriques de nos voisins européens », synthétise la Cour des comptes⁽¹⁾.

Coût de production : approches « comptable » et « économique »

Dans son rapport, la Cour des comptes rappelle également que le coût moyen de production d’une filière « peut être estimé selon des approches dites d’inspiration « comptable » ou « économique », qui diffèrent essentiellement par le mode de prise en compte des coûts d’investissement »  :

• l’approche économique « calcule un coût annuel moyen des investissements sur la durée de vie de l’actif de production ». Elle « est généralement utilisée pour prendre une décision d’investissement » ;
   
• l’approche comptable « tient compte, sur une année donnée, des dotations aux amortissements et d’une rémunération de la valeur nette comptable (VNC) des immobilisations ». Elle permet « de tenir compte du passé pour fixer le niveau d’un tarif réglementé ou régulé de l’électricité » (comme le dispositif Arenh) ;

L’approche adoptée n’a rien d’anodin et elle peut aboutir à « des résultats très différents selon le rythme effectif des amortissements comptables ». Ainsi, pour évaluer le coût complet de production du parc nucléaire existant pour les années 2011 à 2020, la Cour des comptes a appliqué ces différentes méthodes et fait état d’un « coût oscillant autour de 42 €/MWh sur la période en retenant la méthode comptable » (prix retenu dans le cadre de l'Arenh depuis 2012) mais « de l’ordre de 60 €/MWh » avec l’approche économique⁽²⁾.

Des approches « hybrides sont aussi possibles, mêlant des éléments comptables et des calculs économiques », précise la Cour des comptes.

Les facteurs affectant les coûts de production de chaque filière

Le coût de production électrique « dépend des caractéristiques de chaque filière, et notamment du partage entre coûts d’investissement et d’exploitation, du prix du combustible utilisé ainsi que de la durée annuelle de fonctionnement considérée pour ce moyen de production (certains moyens de production peuvent fonctionner quasi en permanence alors que d’autres dépendent des conditions météorologiques) », rappelle la Cour des comptes.

Sachant que les différentes filières sont ainsi « caractérisées par des rapports différents entre coûts fixes et coûts variables », la hiérarchie des différentes technologies en matière de coût de production varie « selon la durée de fonctionnement à assurer dans l’année, et donc le facteur de charge annuel ».

Le parc nucléaire « prolongé à 50 ans » est par exemple « plus compétitif que la technologie à cycle combiné au gaz (CCGT) pour des durées annuelles de fonctionnement supérieures à 4 200 heures (facteur de charge annuel supérieur à 50% si les moyens produisent à la puissance nominale) ». Par ailleurs, le photovoltaïque et l’éolien terrestre sont « potentiellement plus compétitifs que les centrales à gaz à cycle combiné (CCGT) ou le parc nucléaire, quelle que soit la durée de fonctionnement considérée, mais leur facteur de charge est de fait limité et, sans adjonction de stockage, ils ne produisent pas nécessairement lors des périodes les plus tendues en terme d’équilibre offre-demande ».

Les 4 recommandations de la Cour des comptes

La Cour des comptes émet les 4 recommandations suivantes dans son rapport :

• « définir et publier une méthodologie d’établissement des coûts dans la perspective d’une nouvelle régulation du nucléaire » ;
   
• « calculer le coût complet de chaque scénario de mix électrique, en ayant recours à des variantes de coûts et de taux d’actualisation, en fonction des risques associés au développement de chaque filière de production » ;
   
• « prévoir et expliciter, pour les scénarios de mix électrique comprenant une hypothèse de renouvellement du parc nucléaire, la prise en compte des investissements associés à l’aval du cycle du combustible » ;
   
• « prendre en compte les analyses présentées par RTE dans son rapport « Futurs énergétiques 2050 » dans l’étude d’impact de la loi de programmation sur l’énergie et le climat prévue à l’article L.100-1 A du code de l’énergie ».

La Cour des comptes souligne en préambule que « la connaissance des coûts de production de l’électricité est indispensable au décideur public dès qu’il s’agit d’éclairer les choix futurs, par exemple pour déterminer la part que les filières nucléaires ou d’énergies renouvelables devraient prendre dans la production électrique française dans les 30 prochaines années ».

Elle déplore ainsi à nouveau dans ce rapport le fait que « la deuxième PPE a été largement dominée par la question du rythme de réduction de la part d’énergie nucléaire dans la production électrique et la préparation de la décision éventuelle de lancer un programme de construction de nouveaux réacteurs nucléaires, sans que la comparaison des coûts associés aux décision occupe une place importante dans la réflexion ».