Artikel teilen auf

Dans son «plan solaire», Roger Nordmann envisage pour la Suisse une transition énergétique avec un développement ambitieux du photovoltaïque. Après l’analyse par BKW des effets sur le bilan du négoce d’électricité et sur la sécurité d’approvisionnement, vient le moment d’estimer les coûts macroéconomiques d’un tel plan. Conclusion: le plan coûterait cher, mais ne serait pas impossible à financer.

Dans son livre «Le plan solaire et climat», le conseiller national Roger Nordmann esquisse un plan ambitieux de développement du photovoltaïque (PV) en Suisse. Celui-ci prévoit essentiellement trois pistes d’action:

  1. développement du PV pour passer de 2,3 GW aujourd’hui à 50 GW en 2050;
  2. construction de centrales au gaz pour éviter les importations d’électricité en hiver;
  3. développement du stockage saisonnier dans des installations power-to-gas.

Dans ce cadre, le plan solaire – tout comme bien d’autres prévisions – table sur une forte croissance de la consommation d’électricité, due essentiellement à la progression de l’électromobilité.

Dans notre article de blog de décembre 2019, nous avons analysé les effets sur le bilan du négoce d’électricité et sur la sécurité d’approvisionnement. Nous avions alors laissé de côté les coûts macroéconomiques; nous nous rattrapons maintenant. En effet, le développement du PV, des centrales au gaz et du power-to-gas ainsi que les transformations et les extensions nécessaires dans le réseau électrique impliquent d’énormes investissements.

Deux aspects doivent être pris en compte lors du calcul des coûts macroéconomiques. D’une part, il existe de toute façon des besoins en matière de (ré)investissements au niveau des infrastructures énergétiques: les centrales nucléaires ont une durée de vie limitée sur le plan technique et économique, les centrales hydroélectriques et les réseaux doivent être rénovés. L’analyse se concentre donc sur les coûts supplémentaires occasionnés par le plan solaire jusqu’en 2050. D’autre part, tous les coûts ne seront pas supportés par la société dans son ensemble, car une partie pourra être couverte par les recettes obtenues sur le marché – ce qui réduit le besoin en subventions.

38 milliards de francs pour le développement du PV

Dans le développement du PV, nous nous basons sur une croissance constante atteignant la puissance maximale de 50 gigawatts en 2050. Afin de déterminer les coûts macroéconomiques de ce développement du PV, il faut retirer le prix attendu sur le marché pour le courant solaire des prix prévus; dans nos calculs, la différence est subventionnée par une prime versée au kilowattheure.

Sur la base des coûts de production actuels dans une installation de taille moyenne (selon Swissolar), l’évolution des coûts est ensuite calculée à partir des prévisions établies par l’institut Paul Scherrer (IPS). Il en résulte que les coûts de production moyens des installations nouvellement mises en place s’élèvent actuellement à 12 centimes par kilowattheure, et à 7,5 centimes en 2050. Le calcul du prix du marché repose sur une évolution des prix de l’électricité telle qu’elle est décrite dans les prévisions de l’Office fédéral de l’énergie (OFEN). Elles indiquent que les prix réels (en données corrigées de l’inflation) du marché de l’électricité en Suisse augmenteraient pour atteindre 60 euros par mégawattheure avant 2035, soit 6,4 centimes par kilowattheure. Dans nos calculs, nous avons ensuite maintenu les prix à ce niveau constant jusqu’en 2050. Pour la comparaison: en 2019, les prix moyens s’élevaient à environ 41 euros par mégawattheure sur le marché spot.

Toutefois, il convient de prendre en compte le fait que le courant produit par le PV ne peut actuellement pas atteindre les prix moyens observés sur le marché spot (aussi appelés prix de base). Si le temps est ensoleillé, toutes les installations PV produisent en même temps et augmentent si fortement l’offre d’électricité sur le marché que les prix baissent sensiblement. Cet «effet de cannibalisation» augmente avec la croissance de la production PV: dans les calculs, la valeur du PV sur le marché – c’est-à-dire le prix pouvant être obtenu sur le marché – passe d’actuellement 90 % environ à seulement 60 % en 2050. D’après ce calcul, il reste pour cette période s’étendant d’aujourd’hui à 2050 des coûts de production non couverts d’environ 38 milliards de francs, qui devront être subventionnés au moyen d’une prime.

Centrales au gaz: de toute façon nécessaires à la sécurité d’approvisionnement?

En plus du développement du PV, le plan solaire prévoit le développement des centrales au gaz afin de réduire les besoins d’importation en hiver, c’est-à-dire de renforcer la sécurité d’approvisionnement. Les expériences obtenues sur le marché de capacité italien, qui a été créé spécifiquement dans le but de financer des centrales électriques pour la sécurité d’approvisionnement, donnent des indications sur le niveau de subvention nécessaire à la construction de nouvelles centrales au gaz. A cet effet, l’Etat accorde des subventions pour la nouvelle construction de centrales électriques dans le cadre de procédures d’enchères concurrentielles. Lors des enchères réalisées à la fin 2019, il en est résulté un montant de subvention de 1,125 million d’euros par mégawatt de nouvelle capacité de centrale électrique.

D’après nos calculs, les capacités des centrales au gaz prévues dans le plan solaire Nordmann s’élèvent à près de 5,6 gigawatts. Si l’on se base tout simplement sur les chiffres italiens, le besoin en subventions s’élève à 6,7 milliards de francs. Toutefois, il ne s’agit pas forcément exclusivement de coûts supplémentaires dus au plan solaire. En effet, la Suisse doit probablement investir de toute façon dans des capacités de production pour sa sécurité d’approvisionnement. Si d’autres centrales nucléaires sont mises à l’arrêt, les centrales au gaz peuvent servir de technologie de secours pour surmonter les situations d’approvisionnement critiques: l’autorité de régulation ElCom a elle aussi déjà soumis à la discussion la nécessité des centrales au gaz.

Développement du stockage saisonnier d’électricité

Dans le plan solaire, le développement du stockage saisonnier d’électricité contribue aussi à la sécurité d’approvisionnement. En été, des installations power-to-gas transforment le courant excédentaire en gaz synthétique qui permet de produire près de 1,8 térawattheure d’électricité pendant les mois d’hiver. Pour ce faire, des installations d’électrolyse d’une puissance de 1,84 gigawatt seraient nécessaires (en partant d’un postulat de 2500 heures à pleine charge).

Sur la base d’une étude de l’agence allemande de l’énergie DENA et des prévisions de l’OFEN sur les prix de l’électricité, il est possible d’estimer les coûts et les recettes obtenues sur le marché. Les coûts liés à la technologie power-to-gas allant continuer à baisser selon cette étude, nous supposons pour des raisons de simplicité que tous les investissements seront réalisés avant 2030. Les investissements effectués dans les installations d’électrolyse et de méthanisation s’élèvent alors à environ 1,1 milliard de francs. Certes, le gaz synthétique serait exempté de la taxe sur le CO2, mais les coûts de production seraient quatre à cinq fois plus élevés que le prix du gaz conventionnel pendant la période 2030 à 2050 (selon les prévisions de l’OFEN). Le besoin en subventions pour la construction et l’exploitation s’établissent donc à près de 4 milliards de francs.

Le développement du PV rend nécessaire une extension du réseau

En plus des investissements réalisés dans de nouvelles installations solaires, au gaz et power-to-gas, des coûts sont également engendrés par la nécessité de transformer et d’étendre les réseaux électriques. Jusqu’à présent, les réseaux sont essentiellement conçus de telle façon que le courant est injecté dans les niveaux de réseau supérieurs et transmis depuis les niveaux inférieurs en direction des consommateurs. Face à un développement aussi important du PV, ce principe serait partiellement inversé car une part significative de la production d’électricité a dorénavant lieu chez les consommateurs: ceux-ci deviennent en effet à leur tour des petits producteurs.

Les quantités d’électricité produites durant les heures les plus ensoleillées ne pouvant pas être toutes utilisées pour la consommation propre, les réseaux de distribution doivent notamment être adaptés afin de pouvoir collecter le courant et le transmettre aux niveaux de réseau supérieurs. Sur la base de nos propres calculs réalisés chez BKW, il est possible d’obtenir des estimations grossières pour tous les réseaux de distribution suisses. Pour la période courant d’aujourd’hui à 2050, le développement du PV engendrerait à lui seul des coûts de réseau supplémentaires (coûts de capital et amortissements ainsi que coûts d’exploitation et d’entretien plus élevés) s’élevant à 21 milliards de francs, la plus grande partie étant occasionnée au niveau de la basse tension. Les investissements requis pour le réseau entre 2020 et 2050 sont du même ordre de grandeur, soit près de 700 millions de francs par an; pour cela, des investisseurs seront nécessaires.

 L’écrêtement des pointes réduit le besoin d’extension du réseau

Ces coûts du réseau peuvent être significativement réduits si la puissance injectée par les installations PV est limitée. Un tel écrêtement des pointes rendrait le besoin d’extension du réseau bien plus faible: d’après nos estimations, une limitation à 70 % de la puissance PV installée suffirait à abaisser de 30 % l’augmentation des coûts du réseau. Une telle limitation de la production n’augmenterait que faiblement le besoin de subventions des installations PV. D’une part, les installations PV n’atteignent en effet que rarement leur capacité maximale. Leur production ne serait que marginalement réduite (de seulement quelques pour cent). D’autre part, la production PV maximale augmenterait tellement l’offre sur le marché à court terme que les prix seraient de toute façon très bas. La perte de revenus PV engendrée par la limitation de l’injection sur le marché serait donc faible (< 1 milliard de francs). Nordmann prévoit lui aussi un écrêtement des pointes. Toutefois, il l’emploie de manière dynamique afin d’empêcher l’exportation de courant dans les phases de surproduction PV. Comme il n’envisage pas de limitation permanente de la puissance, cela ne permet pas d’éviter des extensions de réseau.

En conclusion: cher, mais acceptable?

Si les coûts pour les centrales au gaz sont pris en compte (bien que nous estimions qu’elles seront probablement de toute façon nécessaires à la sécurité de l’approvisionnement), l’ensemble des coûts macroéconomiques supplémentaires engendrés par le plan solaire sur la période allant d’aujourd’hui à 2050 s’élève à près de 70 milliards de francs, soit à 2,3 milliards par an environ (aux prix de 2020, c.-à-d. sans l’inflation). A première vue, ce montant paraît très élevé, mais il se révèle plus supportable si on le compare avec les revenus générés déjà chaque année par le supplément sur les coûts de transport, qui atteignent env. 1,25 milliard de francs (2,3 ct./kWh); ce montant est utilisé aujourd’hui déjà pour subventionner la promotion des énergies renouvelables.

Par ailleurs, une limitation plus efficace de la puissance injectée par les installations PV (écrêtement des pointes) pourrait réduire considérablement les coûts macroéconomiques – sans conséquences négatives pour l’approvisionnement. De toute façon, la sécurité de l’approvisionnement en électricité serait généralement déjà assurée avec une capacité de production plus faible que celle prévue dans le plan solaire (voir le blog de décembre 2019).

Des prévisions incertaines, surtout en ce qui concerne l’innovation

Bien évidemment, ces chiffres sont entourés d’une grande incertitude. Les prix de l’énergie, mais aussi les évolutions technologiques et donc les coûts, ne sont que difficilement prévisibles sur une période aussi longue. Ainsi, des innovations pourraient faire baisser plus fortement les coûts de production du PV ou, au moyen de batteries à meilleur prix, stabiliser la valeur du courant PV sur le marché. En outre, les coûts macroéconomiques sont dans ce cas de figure «coupés» en 2050. Cela signifie que les revenus supplémentaires, mais aussi les coûts (resp. les besoins de subvention) des installations exploitées au-delà de 2050, ne sont pas pris en compte.

Cela est particulièrement important au niveau du réseau, car plus de la moitié de l’amortissement des investissements supplémentaires ne sera réalisé qu’après 2050. Les investissements dans le maintien ou le développement des installations après 2050 n’ont pas été pris en compte non plus et actuellement, il n’est quasiment pas possible de prévoir si et dans quelle mesure des subventions seront nécessaires. Il existera peut-être alors de toutes nouvelles technologies pour produire de l’électricité de façon centralisée ou décentralisée – avec mais aussi sans subventions.

Une augmentation des coûts pour la puissance et l’énergie de réglage?

La croissance de la production d’énergies renouvelables fluctuantes est souvent considérée comme un facteur d’augmentation du besoin en puissance et en énergie de réglage. Elles sont toutes deux achetées et utilisées par le gestionnaire du réseau de transport afin de garantir la stabilité en cas de divergences entre les quantités prévues et réelles pour la production et la consommation. Les expériences de l’Allemagne montrent toutefois que le besoin en puissance et en énergie de réglage diminue malgré un développement massif de l’éolien et du photovoltaïque. Le progrès technique dans les modèles de prévision, la commande des centrales et des marchés intraday et de services système plus efficaces ont même conduit à une baisse des prix.

Il convient toutefois de distinguer les coûts des mesures de redispatching. Il s’agit ici de mesures que le gestionnaire de réseau de transport prend pour éliminer des congestions de réseau, par exemple en intervenant dans l’exploitation des centrales. La compensation financière nécessaire au bénéfice des exploitants des centrales est réimputée aux consommateurs finaux dans le cadre des services système. En Allemagne, les coûts pour de telles mesures de redispatching ont considérablement augmenté avec la transition énergétique. Cela est dû à un développement disproportionné de l’électricité d’origine éolienne dans le Nord. Les congestions qui en résultent dans les liaisons nord-sud sont compensées par les gestionnaires de réseau via des mesures de redispatching. A long terme, de nouvelles capacités de transmission réduiront la nécessité de telles mesures.

Christian Schütz

Christian Schütz

Energiewirtschafter Christian Schütz arbeitet im BKW Kompetenzzentrum für längerfristige Markt- und Preisentwicklungen. Unter anderem entwirft und evaluiert er dabei Szenarien für die Energiezukunft der Schweiz und Europas.

Adrian Kammer

Adrian Kammer

BKW Leiter Markets Analysis

Urs Meister

Urs Meister

En tant que chef Regulation Management, Urs Meister est responsable de la gestion de la réglementation et de l’analyse de marché chez BKW. Les répercussions de la modification des conditions-cadres réglementaires en Suisse et en Europe sur les marchés ainsi que les évolutions de prix à long terme sont ainsi analysées, et les opportunités et les risques pour BKW en sont déduits.