L’évaluation de la compétitivité des filières renouvelables se limite le plus souvent à une comparaison de coûts de production. Deux dimensions méritent pourtant d’y être intégrées : la couverture qu’elles offrent contre la volatilité des prix des combustibles fossiles, et leurs retombées économiques locales.
Une couverture qui a une valeur mesurable
La production renouvelable améliore la balance hydrocarbures d’un pays et, surtout, ne dépend pas de la volatilité des prix de marché. Cette couverture du risque prix doit entrer dans l’évaluation.
Le contexte rendait l’argument d’autant plus fort. La volatilité annualisée des marchés pétroliers, aux alentours de 20 % dans les années 1990, avait dépassé 100 % fin 2008 avant de se stabiliser autour de 30 %. Cette instabilité touche aussi le gaz, la plupart des approvisionnements européens et nord-africains prenant la forme de contrats long terme indexés sur des sous-jacents pétroliers, avec des taux d’indexation allant de 21 % pour le Royaume-Uni à 95 % pour la Russie.
La valeur de cette couverture peut être estimée en combinant approche théorique et cas réels. Plusieurs États se sont effectivement couverts par des instruments financiers. En décembre 2009, le Mexique a couvert près de 50 % de ses exports de brut pour 2010 par une option de vente garantissant un prix plancher de 57 $/bbl sur 230 millions de barils, pour un coût de 1 172 millions de dollars, soit 9 % du prix plancher. Les autres cas étudiés, Équateur, Ghana, Alaska, Texas, font ressortir une valeur de couverture comprise entre 7 et 14 % du prix de vente.
L’application au cas marocain est parlante. Avec une production électrique dépendant à près de 80 % de combustibles fossiles importés, l’introduction de 4 GW de capacités renouvelables d’ici 2020 ramènerait cette dépendance à 65 %, économiserait 3,2 Mt de charbon par an, améliorerait la balance hydrocarbures d’environ 260 millions d’euros par an, et vaudrait une couverture de l’ordre de 50 millions d’euros par an.
L’enjeu pratique est direct : intégrer ce bénéfice de stabilité des coûts pourrait dégager des marges de manœuvre pour les développeurs dans la négociation des contrats d’achat d’électricité avec les pouvoirs publics.
Des retombées locales qui ne se produisent pas toutes seules
Le développement de nouvelles filières crée des besoins locaux en formation, en adaptation du tissu industriel et en politique fiscale.
Un ordre de grandeur illustre l’ampleur du sujet. La phase de construction d’un projet solaire de 100 MW mobilise ponctuellement environ 1 100 équivalents temps plein sur un an. Ces personnes doivent être formées au préalable, et la continuité de leur activité assurée pour convertir ces postes en emplois durables.
La mise en place de programmes spécifiques est donc un prérequis pour maximiser les retombées locales, et non une conséquence automatique du déploiement.
Un sujet qui concerne autant l’OCDE que les pays émergents
Les impacts macro et socio-économiques font pleinement partie de l’équation énergétique. Les autorités publiques doivent conduire les champions industriels à intégrer ce champ d’analyse en complément de leur proposition de valeur traditionnelle, aussi bien pour les pays émergents, à l’image de la structuration du plan solaire marocain, que pour les pays de l’OCDE, comme dans l’appel d’offres éolien offshore français.
Le débat national sur la transition énergétique annoncé pour fin 2012 s’inscrivait précisément dans un contexte macroéconomique où la création d’emplois, la création de valeur et l’amélioration de la balance commerciale devenaient des critères décisifs.
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