Prix de revient de l'énergie électrique

Publié le par François Cordelle

Dufy - La fée électricité

Dufy - La fée électricité

Transparence, vérité, simplicité

 

A une époque où la transparence est recherchée afin de ne pas cacher la vérité, il faut reconnaître que la complexité des lois, décrets et règlements ne favorise pas la prise de conscience des éléments qui composent les coûts de l'énergie électrique, base des tarifs de la vente de cette énergie.

 

Le décret du 19 février 2016 destiné à préciser les «charges de service public», les «versements des compensations aux opérateurs» suite à une réforme de la fiscalité énergétique, en est un exemple (je ne cite ici qu'une partie du décret, en ne mentionnant que les acronymes:

 

La CSPE qui figurait dans les factures d'EDF serait remplacée par un CAS qui regrouperait une part de la TICFE (fixée à 22,5 €/MWh* en 2016) et une part du produit du relèvement de la composante carbone des taxes intérieures de consommation. Par ailleurs, la suppression de la CTSS et de la contribution biométhane sont compensées par une augmentation de la TICGN dont 2,16% sont affectés à la CAS...

 

Arrivé à ce niveau de complexité, aucune précision n'est donnée sur ce qui est le plus important :le prix de revient réel de l'électricité. Il me semble donc nécessaire d'informer clairement le consommateur sur le contenu de ce prix de revient suivant la nature des diverses sources d'énergie livrées sur le réseau de transport, en différenciant les dépenses à amortir (indépendantes de la production), celles liées au combustible (proportionnelles à la production), celles relatives à l'entretien et l'exploitation (annuelles).

 

1. Centrales hydrauliques :

  • Barrages, canaux, tunnels, routes, ponts, y compris le coût du CO² émis pour leur mise en œuvre - à amortir.

  • Les dépenses d'entretien et d'exploitation - annuelles.

 

2. Centrales thermiques à flamme :

  • Investissements: comme pour l'hydraulique (avec CO²) - à amortir.

  • Dépenses de combustible, y compris le CO² émis pour leur extraction et transport - proportionnelles à la production.

  • Dépenses d'entretien et d'exploitation - annuelles.

 

3. Centrales nucléaires :

  • Investissements: comme pour l'hydraulique (avec CO²) - à amortir.

  • Dépenses de combustible, y compris le CO² émis depuis l'extraction du minerai et l'élaboration des éléments - proportionnelles à la production.

  • Dépenses d'entretien et d'exploitation - annuelles.

  • Dépenses de «grand carénage», pour remplacement éventuel de très gros matériels, et

    examen décennal de sûreté; assimilé à un investissement - à amortir sur 10 ans.

  • Provision pour dépenses de déconstruction après mise hors service de l'unité - à ajuster en fonction de la durée estimée de la vie de l'unité et de l'expérience acquise.

  • Provision pour traitement et stockage des déchets radioactifs - à ajuster en fonction de l'expérience acquise.

 

4. Énergies renouvelables, hors hydraulique :

  • Investissements: comme pour l'hydraulique, mais avec raccordement à haute tension au réseau de transport (avec CO²) - à amortir.

  • Dépenses de combustible pour la biomasse, y compris CO² émis - proportionnelles à la production.

  • Dépenses d'entretien et exploitation - annuelles.

 

5Constitution d'un capital devant permettre les investissements pour répondre aux besoins en énergie électrique, renouvellement des unités en fin de vie et augmentation de la puissance installée, sans avoir besoin de faire des emprunts, comme EDF l'a fait pendant longtemps, notamment pour son parc hydroélectrique.

 

Ce n'est qu'en ayant connaissance de tous ces coûts partiels qui devront alors être pris en compte et en fonction de l'évolution prévisible des besoins futurs d'énergie électrique tant en quantité qu'en placement dans le temps (base ou pointe) qu'il sera possible d'établir un programme d'investissements justifié économiquement, en comptant le coût réel du CO² émis** tel qu'il a été évalué à l'unanimité par la commission créée à cet effet et non pas une valeur éventuellement inférieure justifiée par l'établissement progressive de cette taxe carbone indispensable. Cette taxe, que la commission souhaitait devoir atteindre 100 €/t de CO², a été diversement instituée en Europe; en Suède, elle est en vigueur depuis 1990, et atteint aujourd'hui 118 €/t de CO². La tarification de l'énergie électrique serait alors transparente et compréhensible.

 

Tout écart, quel qu'il soit, par rapport au choix économique pourrait ainsi être chiffré et justifié en comparant son surcoût avec le bénéfice attendu de cet écart.

 

Disposer d'un programme à long et moyen terme me semble indispensable à une bonne gestion, pour EDF, mais aussi et surtout à l'industrie, qui a besoin de savoir de quoi demain sera fait pour s'y préparer. Le succès technique et économique du parc nucléaire des 900 et 1300 MW a beaucoup à cette politique.

Je rappelle enfin qu'un programme trop ambitieux peut poser des problèmes de financement mais ne coûte rien si ce n'est que de disposer d'une énergie excédentaire qu'il sera toujours facile d'exporter, alors qu'un programme insuffisant conduit au mieux à importer à un coût élevé, au pire à des défauts de garantie de fourniture.

 

Notas :

* 10 €/Mwh correspond à 1centime d'€uro par kWh, unité utilisée pour la facturation de l'électricité.

**La production de 1000kWh conduit à une émission de CO² de:

1t avec du charbon.

ou 0,8t avec du fuel.

ou 0,6t avec du gaz.

 

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