Pour trouver un coût significatif de l'énergie, il faut étudier le coût total d'un système intégré de moyens de production pouvant fournir de l'électricité à la demande.

La connaissance des prix réels n'aide pas à comprendre les mécanismes compliqués de rachat de l'électricité par le réseau. Les règles d'un marché libéralisé, sauf pour le renouvelable, sont très compliquées pour qu'on ne puisse pas vérifier comment la répartition est organisée.

Systèmes de production d'électricité

Coût du kWh acheté

    Le réseau (distributeur) achète des kWh pour les revendre aux utilisateurs mais ceux-ci décident quand ils en ont besoin. Comme le distributeur est responsable d'une alimentation sans panne. Il passe donc des contrats à long terme avec des producteurs et des entreprises gardant des réserves d'énergie.

        Le réseau électrique d’un pays doit fournir toute l’électricité demandée, sinon le réseau s’effondre. Un incident récent (panne générale du 4 novembre 2006 dans la région des éoliennes de l’Europe du Nord) ont montré qu’une panne générale de courant ne peut pas être réparée rapidement. La panne était due à un concours de circonstances où le fait que les générateurs éoliens avaient le droit de se raccrocher automatiquement a eu un rôle important en perturbant le réseau [32].

   Le réseau a besoin d'une stratégie complexe de contrats pour assurer une fourniture garantie. Les contrats sont des accords avec les producteurs. Il y a trois systèmes de production principaux pour produire l'électricité à la demande.

     Une autre méthode, utilisée en Europe, est de confier à des services gérant une zone du réseau la constitution d'un système intégré avec des producteurs incapables de fournir à la demande, mais cela reporte sur le réseau le problème de rassembler les éléments de la production d'électricité sur lesquels baser une décision raisonnée sur des critères économiques et environnementaux.

     Les régimes spéciaux dont bénéficie l'éolien dans les règlements de paiements au réseau sont incompatibles avec un marché libéralisé, ce qui ôte toute valeur de comparaison aux comptes du réseau. Nous ne pouvons faire des comparaisons ici que sur des systèmes intégrés, autosuffisants pour fournir de l'électricité à la demande.

1. Centrales thermiques au charbon ou au gaz

        Les coûts ont été indiqués plus haut pour 1997 et 2007. Cette méthode traditionnelle n'a pas besoin de la notion de système puisque ces centrales produisent à la demande dans la limite de leur capacité. Seules les centrales au gaz (et les systèmes d'hydroélectricité) peuvent faire varier leur production très rapidement. 

     Les centrales ayant l'investissement le plus faible sont préférées pour assurer la sécurité en cas de panne, même si le combustible est plus cher. Soit, des centrales à combustible fossile sont utilisées comme backup lors d'un entretien ou d'une panne de centrale nucléaire, soit des échanges à grande distance sont utilisés si des lignes à haute tension sont disponibles (leur coût d'investissement et d'opération (gestion, pertes en ligne et loyer des terrains) est important. Le système intégré (ou le réseau s'il a ce rôle) doit payer des frais d'amortissement et d'opérations des backups s'il risque d'en avoir besoin même si une panne ne se produit jamais.

     Les installations de stockage et de pompage et les barrages hydroélectriques n'ont des coûts ayant une signification pratique que dans le cadre d'un système intégré.

2. Système nucléaire : centrales nucléaires et bassins d'accumulation et de pompage

    Les réacteurs nucléaires marchent mieux avec une production presque constante. Le surplus de production nocturne est compensé par l'arrêt des turbines des grands barrages hydrauliques. Cette solution est souvent insuffisante. On ajoute alors des centrales de pompage accumulant l'énergie de la nuit pour la rendre le lendemain. Le régime des centrales nucléaires est un peu diminué les week-ends et les réserves d'accumulation d'eau sont augmentées.

 

     Un calcul est fait pour un système intégré dont la production constante est fournie par 3 réacteurs nucléaires de 1 GW (à 90% d'utilisation).

     On tient compte d'une station de pompage de 2 GW avec des réservoirs suffisants pour stocker la production de nuit et la rendre le lendemain (capacité énergétique de 12 h à 1 GW, soit 12 GWh). La station ne produit pas d'électricité nette mais ses coûts sont ajoutés au système. Sa production est indiquée négative dans les tableaux puisqu'elle perd en moyenne 15% de son énergie, soit pour pomper, soit pour turbiner, mais pas en même temps.

     Des centrales au gaz fournissent à la demande 2 GW (à 10% d'utilisation) pour les jours où la consommation est très forte ou quand une centrale nucléaire est en entretien ou en panne.

     Le système intégré peut ainsi fournir une capacité variant de 1 GW à 7 GW.

     Le coût est 28,98 €/MWh avec des coûts des combustibles fossiles et de l'uranium multipliés par 10 depuis la période où ils coûtaient 1% des coûts (en 1995). S'ils étaient multipliés par 15,  Le coût du système intégré devient 30,52 €/MWh (tableau 2020).

   Les comparaisons seraient encore plus favorables au nucléaire et plus défavorable à l'éolien si les émissions de carbone (c'est à dire la consommation de combustible fossile par les centrales principales ou d'appoint ) était taxées (si la capture de CO2 ne peut pas  être généralisée dans le futur proche et est limitée par un manque possible de sites géologiques adéquats).

3. Système éolien : éoliennes et centrales d'appoint au gaz.

   L'éolien a besoin de centrales d'appoint  pouvant démarrer et s'arrêter  rapidement quand le vent change, ce que seul le gaz peut assurer. Le vent est trop irrégulier (périodes de deux semaines) pour la méthode de stockage par pompage des systèmes nucléaires (périodes d'une demi-journée). Il faudrait en effet des réservoirs 30 fois plus volumineux, or les réservoirs d'altitude sont la partie la plus chère des stations de pompage.

 

     Comment comptabiliser les centrales thermiques qui sont indispensables comme backup pour l'éolien ? Qui serait responsable d'une panne générale si le backup n'est pas prêt à fonctionner ? Des comptes où  l'industrie de l'éolien n'inclut pas ses centrales d'appoint pour calculer son coût sont faussés. 

     Dans le tableau de calcul (feuille système), différents systèmes sont étudiés. Un cas montre ici un parc d'éolienne avec un coefficient d'utilisation de 20% (maximum en Ardennes) assisté par des centrales au gaz avec une utilisation de 80%. En 2007, le coût est 67,50 €/MWh après la multiplication du prix du gaz par 2,5 depuis 1997. Le coût est supérieur à celui du gaz seul: 38,44 €/MWh. La comparaison reste défavorable avec des prix du gaz multipliés par 3.

     Un calcul montre le coût du système intégré quand une éolienne est amortie et n'a pas de frais majeurs d'entretien. Ce système reste 70% plus cher que le système nucléaire et le sera d'autant plus que le prix des combustibles fossiles flambe

     Comme backup à l'éolien, la Belgique doit maintenant  construire des centrales à gaz (projet de 900 MW à Visé). Un projet E.On de centrale à charbon est prévu à Anvers. Ces projets seront inutiles quand la Belgique reviendra à la politique de l'énergie la plus économique et qui n'émet pas de GES.

Résumé des coûts des systèmes

Les coûts (sur le tableau de calcul) sont en 2007 :

• Système nucléaire : 28,98 €/MWh.
• Système éolien (25%) : 65,83 €/MWh.
• Centrale à gaz (utilisée à 90%) : 38,44 €/MWh.
• Centrale au charbon (utilisée à 90%) : 27,18 €/MWh.
• Système éolien (20%) avec des turbines gratuites : 31,79 €/MWh.

       Il y a peu d'études sur les coûts de production de l'électricité. Une étude utilisant des prix de combustible datant du début de 2007 se trouve dans [109]. Depuis, le prix du pétrole a augmenté, même en euros. Le prix du gaz a suivi, de même que celui du charbon. Une taxe carbone est de plus en plus probable et renforcerait le différentiel de prix avec le nucléaire. 

Systèmes optimisés

    En 2005, la France ne produit que 11% de son électricité à partir de combustibles fossiles (73% nucléaire, 10% hydraulique). La Belgique produit 43% à partir de combustibles fossiles et 55% nucléaire. Les pays de l'OECD produisent 63% d'électricité par des combustibles fossiles (les plus chers et les seuls polluants) et 23% par du nucléaire.

      Des pays semblent avoir un surplus de centrales thermiques au charbon et au gaz, mais ces centrales servent peu et seulement pendant les périodes de forte consommation. La Belgique n'a pas de surplus et doit maintenant prévoir d'en ajouter pour fournir un backup à l'éolien (Visé, Anvers). Les promoteurs ventilent les coûts des centrales thermiques de la façon qui leur convient le mieux et ils n'incluent pas les prix du backup dans leurs coûts qui sont donc faussés.

     Si un pays avait uniquement des centrales thermiques à combustible fossile, on pourrait construire des éoliennes ayant la même puissance et pouvant fournir jusqu'à 20% de l'énergie. Toutes les centrales thermiques seraient alors des centrales d'appoint. Le prix de l'électricité monterait avec le prix du pétrole et du gaz. Si on remédiait plus tard à cette catastrophe en construisant des centrales nucléaires, on perdrait l'investissement pas encore remboursé des turbines éoliennes et des centrales thermiques.

      Si un pays a une production significative par des centrales nucléaires, il ne peut pas utiliser à tout moment les centrales thermiques comme backup de l'éolien puisqu'elles servent déjà à un autre backup prioritaire. Le nucléaire inclut ces centrales dans ses coûts et l'éolien devrait faire de même, comme nous le faisons ici, pour avoir des comptes corrects.

    Alors que la distribution électrique de la Belgique était gérée par un monopole naturel, la libéralisation a remplacé l'optimisation de la distribution électrique par une série de règlements et tarifs fixés par arrêté royal. D'après des documents de l'Apere, (cours  ENER002 FSA ULB), l'éolien jouit, en plus des subsides, d'aides à l'investissement, d'aides fiscales et de dérogations pour le rachat de son électricité. Personne n'est arrivé à trouver des méthodes équitables pour assurer un libéralisation équitable du marché de l'électricité produite [148]. La structuration des prix est assez acrobatique pour qu'on ne puisse pas contrôler si les accords entre les réseaux et les producteurs minimisent les coûts et les risques de panne pour le client et répartissent les bénéfices suivant leur contribution respective.

      Des certificats verts servent de monnaie comptable mais de façon assez compliquée. On craint qu'il n'y a qu'une faible partie visible des mécanismes de support à l'éolien sinon on aurait trouvé une méthode simple et explicable plutôt que compliquée et opaque. La Commission Energie 2030 [101] a insisté dans son rapport sur les coûts d'adaptation du réseau pour accepter la charge éolienne, par exemple quand les éoliennes en mer démarrent ou s'arrêtent avec le vent. Ce coût du réseau supporté par d'autres est encore une faveur pour l'éolien, avantage supporté par l'ensemble des consommateurs et non par les promoteurs privés. Le réseau de gaz doit faire face à une consommation augmentée pendant les longues périodes sans vent, ce qui nécessite aussi une coûteuse adaptation à l'irrégularité.  

     Les manipulations évoquées ici de la comptabilité des systèmes semble faire partie du piège éolien  pour qu'on ne puisse pas établir clairement le subside total à l'éolien. La partie visible est déjà suffisante pour montrer le coût énorme que les consommateurs d'électricité vont devoir payer en pure perte. Il conviendrait que tous ceux qui s'occupent d'énergie aient au moins compris le mécanisme du piège éolien, même si les détails sont peu dévoilés.

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