576
Jean-Marie MARTIN-AMOUROUX
sauts technologiques dans les techniques de liquéfaction ou gazéification. Même
dans cette hypothèse, la croissance des émissions de CO 2 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 ellemême sans émission de CO 2 , ou mise au point de procédés économiques de capture et stockage du CO 2 .
27.5. LES COÛTS DE PRODUCTION DE L’ÉLECTRICITÉ
D’origine nucléaire, géothermique, hydraulique ou autres renouvelables (marémotrice, éolien, solaire, 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 kilowattheure, 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 inclut 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.
27.5.1. 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
§ 27.2.2) et pour deux hypothèses de taux d’actualisation et trois hypothèses de
prix des combustibles.
Jean-Marie MARTIN-AMOUROUX
sauts technologiques dans les techniques de liquéfaction ou gazéification. Même
dans cette hypothèse, la croissance des émissions de CO 2 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 ellemême sans émission de CO 2 , ou mise au point de procédés économiques de capture et stockage du CO 2 .
27.5. LES COÛTS DE PRODUCTION DE L’ÉLECTRICITÉ
D’origine nucléaire, géothermique, hydraulique ou autres renouvelables (marémotrice, éolien, solaire, 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 kilowattheure, 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 inclut 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.
27.5.1. 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
§ 27.2.2) et pour deux hypothèses de taux d’actualisation et trois hypothèses de
prix des combustibles.