Le développement massif de l’éolien et du solaire produit un effet contre-intuitif : il rend les centrales à gaz à la fois plus nécessaires et moins rentables. Notre modélisation du parc électrique français à horizon 2030 chiffre cette contradiction et son coût pour la collectivité.
Un capacity credit éolien statistiquement très faible
Le point de départ est la variabilité de la production éolienne. En 2011, le facteur de charge national est descendu à 2 % pendant quelques heures, pour une moyenne d’environ 23 % sur quatre ans. Notre simulation de Monte-Carlo, sur un millier de tirages et deux parcs distincts, terrestre et en mer, montre que seuls 6 à 7 % de la capacité éolienne installée peuvent être considérés comme garantis à neuf chances sur dix, soit 2 GW pour un parc de 32 GW.
La conséquence est directe : l’intermittent ne se substitue pas à l’investissement dans des actifs flexibles. Nos quatre scénarios à 2030 aboutissent à un besoin de 5 GW supplémentaires d’actifs gaz au minimum, en supposant le maintien du parc nucléaire à sa puissance actuelle. Toute réduction du nucléaire se reporte sur le gaz.
La composition de ce parc évolue également. Les turbines à combustion, qui représentaient 30 % de la puissance gaz, devraient monter à 40 à 45 % en 2030. Leurs coûts fixes plus faibles, environ 65 €/kW/an contre 90 pour un cycle combiné, les rendent plus adaptées aux durées d’appel courtes, et leurs temps de démarrage réduits conviennent mieux aux variations de l’intermittent.
Le merit order effect écrase les taux d’utilisation
La production fatale, injectée hors marché, décale le merit order et exclut mécaniquement les actifs de pointe et de semi-base. Notre modélisation en énergie donne un taux d’utilisation des cycles combinés de 20 à 25 % en 2030, et un taux proche de zéro pour les turbines à combustion. À titre de comparaison, les cycles combinés britanniques tournaient à 77 % en 2008, ce qui correspond au taux normatif de ce type d’actif.
Cet effet est très sensible au volume d’éolien : 8 GW supplémentaires font perdre plus de 3 points de taux d’utilisation aux cycles combinés.
S’y ajoute une perte de rente infra-marginale. Chaque GW d’éolien installé fait baisser les prix de marché d’environ 0,5 % et la rente infra-marginale de 0,8 %. Cette baisse frappe principalement le nucléaire, qui en supporte 95 % en volume.
Une missing money de 900 M€/an
Le phénomène n’était pas théorique dès 2012. Le prix spot moyen était passé de 69 €/MWh en 2008 à 49 €/MWh en 2011, à prix du gaz stable, et le taux d’utilisation des cycles combinés de 72 % en 2009 à 44 % en 2011. La mise sous procédure de sauvegarde de la centrale de Pont-sur-Sambre, mise en service en 2009, illustrait concrètement la situation. Sur 9 GW autorisés dans la PPI de 2009, 4 GW n’ont jamais vu le jour.
À horizon 2030, la missing money cumulée atteindrait environ 900 M€/an sur l’ensemble du parc gaz français, dont 500 M€ pour les cycles combinés et près de 350 M€ pour les turbines à combustion, dont le déficit se rapproche de leurs coûts fixes complets.
Ces 900 M€ annuels viennent s’ajouter aux 4 à 8 milliards d’euros par an de charges liées aux tarifs d’achat éolien et solaire. Ils devront être financés par les consommateurs ou les contribuables.
Le market design comme variable d’ajustement
Le marché de capacité prévu par la loi NOME vise la sûreté de fonctionnement à la pointe. Il ne traite pas spécifiquement le financement des capacités de back-up et pourrait donc générer des investissements sous-optimaux. D’autres pistes méritaient d’être examinées.
- Des appels d’offres publics ciblés, comme celui lancé en Bretagne.
- Une refonte des subventions renouvelables, en abandonnant le tarif d’achat pur au profit d’un paiement de capacité couplé à une revente de l’énergie sur le marché.
- Une incitation à l’insertion efficace des renouvelables, en les exposant au coût des écarts pour améliorer la prévision de production.
- Une hausse du prix du CO2, qui relèverait la rente infra-marginale de toutes les filières hors charbon, dans un marché français dont le prix est fixé par le charbon allemand.
- La création d’un marché des services système, où les producteurs responsables des déséquilibres viendraient acheter ces services.
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