Coûts des énergies renouvelables - EN FRANCE - EN CHARGE DES RELATIONS INTERNATIONALES SUR LE CLIMAT - ADEME
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E N C H A R G E D E S R E L AT I O N S I N T E R N AT I O N A L E S S U R L E C L I M AT
N
ÉDITIO
Coûts 20 1 6
des énergies
renouvelables
EN FRANCESommaire
1 Synthèse 4
Méthodologie 7
2 Coûts de production d’électricité 10
L’éolien 10
L’éolien en mer 12
L’hydrolien marin 14
Le photovoltaïque 16
Le solaire thermodynamique 18
La géothermie 20
3 Coûts de production pour la production de chaleur 22
Chez le particulier 22
La biomasse 22
Le solaire thermique individuel 25
Les pompes à chaleur individuelles 27
Dans le collectif et les secteurs tertiaire et industriel 29
Ce document est édité par l’ADEME La biomasse collective avec ou sans réseau de chaleur 29
La biomasse industrielle 31
ADEME
20, avenue du Grésillé
Le solaire thermique en résidentiel collectif ou sur réseau 33
BP 90406 | 49004 Angers Cedex 01 Les pompes à chaleur géothermiques collectives 35
Coordination technique : Yolène Berrou La géothermie profonde 37
Rédacteurs : Marie-Laure Guillerminet, David Marchal,
Raphaël Gerson, Yolène Berrou
4 Coût de production d’électricité et de chaleur par cogénération 39
Coordination éditoriale : Patrice Grouzard
Crédits photo : couverture ©Jevgeni - page 9 © Faber La cogénération biomasse 39
Création graphique : artcom-agence.com La méthanisation 41
Impression : Imprimé en France - Imprimerie Zimmermann,
certification PEFC, Iso 14001, Imprim’vert, Print Environnement.
5 Annexes 43
Brochure réf. 010131
ISBN : 9791029707056 Décembre 2016 - 1 000 exemplaires.
Hypothèses de calculs de coûts de production 43
Dépôt légal : ©ADEME Éditions, décembre 2016.
Données prises comme référence pour les productions « conventionnelles » 43
Toute représentation ou reproduction intégrale ou partielle faite sans le
- Pour la production d’électricité 43
consentement de l’auteur ou de ses ayants droit ou ayants cause est illicite selon
le Code de la propriété intellectuelle (Art L 122-4) et constitue une contrefaçon
- Pour la production de chaleur 44
réprimée par le Code pénal. Seules sont autorisées (Art L 122-5) les copies ou
reproductions strictement réservées à l’usage privé du copiste et non destinées à Bibliographie 46
une utilisation collective, ainsi que les analyses et courtes citations justifiées par
le caractère critique, pédagogique ou d’information de l’œuvre à laquelle elles Sigles et Acronymes 48
sont incorporées, sous réserve, toutefois, du respect des dispositions des articles
L 122-10 à L 122-12 du même Code, relatives à la reproduction par reprographie.
PAGE 2 Coûts des énergies renouvelables en France Coûts des énergies renouvelables en France PAGE 3SYNTHÈSE
Coûts complets de production en France pour la production d'électricité renouvelable
Coûts complets de production en France pour la production d'électricité renouvelable
Coûts des énergies renouvelables 600 Filières moins matures
en France
550
500 Filières matures 507
> Synthèse La partie plus foncée
des plages de variation
450
Coût de production en €/MWh
présente les coûts de 400
production pour les taux
Pourquoi cette étude ? d’actualisation les plus 350
probables. Les parties plus
326 329
claires présentent les coûts 300
Les filières de production d’énergie renouvelable (EnR), encore émergentes, voient leurs coûts évoluer assez pour
Sur celesquels les conditions
graphique est
rapidement, notamment sous l’effet des progrès technologiques et des économies d’échelle liées aux volumes de financement
également sont les
présentée
250
273
plus et les moins
(bandeau orange),favorables.
croissants installés. D’autres facteurs, notamment la perception du risque par les investisseurs, ont également à titre d’illustration,
Sur ce graphique est 200 208
un impact de premier ordre sur les filières les moins matures. la fourchette de coût
également présentée 199 203 198
de production d’une 181
Associé à des coûts d’investissement souvent élevés, le calcul du coût de production des différentes filières (bandeau orange), à titre
énergie conventionnelle 150 164
d’illustration, la fourchette 145 150
doit être effectué sur toute la durée de vie de l’installation, afin de prendre en compte des coûts d’exploitation (cycle combiné gaz 1, 135 142
de coût de production d’une 114 115
souvent faibles. hors production sur
énergie conventionnelle 100 113
bâtiment 2). 91
(cycle combiné gaz 1 ou prix 79 74
Afin d’objectiver ces baisses de coûts et de publier des chiffres représentatifs des conditions de développement 61
de l’électricité pour 50 53 57
françaises, l'ADEME réalise ce document présentant, pour chaque filière EnR, non pas une moyenne ou la* production
Données internationales.
PV sur 43
** Données
bâtiment 2
). françaises et
une fourchette des coûts de production constatés, mais la plage de variation théorique de ces coûts internationales.
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en fonction des paramètres les plus impactants pour chaque filière. En particulier, la fourchette basse * Données internationales.
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gisement et à des coûts d’investissement faibles. A l’inverse, le coût du capital est particulièrement élevé
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n Les progrès technologiques et l’industrialisation perception du risque et de la qualité du gisement À retenir pour la production d’électricité
des énergies renouvelables ont permis en France local. La prise en compte des impacts socio-
> L’éolien terrestre, avec une fourchette de coûts de les coûts fixes. Aussi, afin d'atteindre les objectifs
une baisse des coûts qui amènent les filières les économiques, environnementaux et d’autres
plus matures à des niveaux compétitifs avec les facteurs comme l’indépendance énergétique production comprise entre 57 et 91 €/MWh (élargie ambitieux fixés par l'Etat, le soutien public (via les
technologies conventionnelles. Il existe encore conduit également à soutenir une certaine à 50 et 108 €/MWh en incluant les conditions de tarifs d’achat ou le complément de rémunération) reste
des marges de progrès importantes pour la diversité de filières. financement les plus et les moins favorables), est indispensable pour susciter l'investissement et pour
plupart des filières. le moyen de production le plus compétitif3 avec valoriser les externalités positives de ces moyens de
n C ertaines des filières les moins matures les moyens conventionnels comme des centrales production par rapport aux moyens conventionnels
n L’étude met en évidence que les coûts de aujourd’hui ont des gisements inexploités à Cycle Combiné Gaz (CCG). Les centrales au sol (pas d'émission de CO2, contribution à l'indépendance
production des énergies renouvelables varient significatifs et verront leur coût d’investissement photovoltaïques, pour les plus compétitives, entrent énergétique, contribution à l'économie nationale et
de façon significative en fonction de 3 critères et leur taux d’actualisation diminuer avec leur également désormais dans cette concurrence locale, etc.).
principaux : le coût d’investissement, la qualité de développement. directe avec les moyens conventionnels. Ces deux
la ressource disponible, et le taux d’actualisation
technologies ont l’intérêt de présenter des gisements > Sur les bâtiments (petites et grandes toitures), les
choisi. n Face aux objectifs de déploiement ambitieux des
de développement très importants. Cependant, le coûts de production photovoltaïques les plus faibles
EnR visant à freiner le réchauffement climatique,
n Les variations observées montrent qu’il peut les soutiens publics restent nécessaires pour niveau faible du prix du marché de l'électricité empêche avoisinent désormais les prix d’achat de l’électricité sur
être réducteur de comparer trop directement les prolonger les baisses de coût, faciliter les actuellement tout investissement dans des nouveaux les segments résidentiels et tertiaires, ce qui va petit
filières d’énergies renouvelables entre elles sans investissements ou compenser les défaillances moyens de production, qu'ils soient renouvelables à petit permettre un développement économique
tenir compte du domaine d’application, de la de marché. ou conventionnels, car il ne permet pas de couvrir de l’autoconsommation.
1
Source : AIE, 2015, Projected cost of generating electricity.
2
L’ensemble des hypothèses sur les coûts retenus pour les technologies conventionnelles figurent en annexe.
3
Les coûts de production des centrales géothermiques volcaniques sont dans la fourchette basse
des coûts de production des centrales CCG mais leur potentiel est limité aux zones volcaniques (DOM, TOM).
PAGE 4 Coûts des énergies renouvelables en France Coûts des énergies renouvelables en France PAGE 5SYNTHÈSE
À retenir pour la production de chaleur Méthodologie
> Chez les particuliers, les solutions bois reviennent > Pour les installations de taille plus importante
moins chères (fourchette de 48 à 103 €/MWh, élargie alimentant des bâtiments collectifs, les industriels
à 47 et 108 €/MWh en incluant des conditions de ou des réseaux de chaleur, les EnR (notamment
financement les plus et les moins favorables) que bois avec 48-110 €/MWh et géothermie avec
leur concurrent conventionnel (gaz ou électricité4, 74-99 €/MWh) sont légèrement plus chères que Le coût de production5 s’entend ici comme le coût complet du mégawatt-heure (MWh) produit6. Il reflète
respectivement 84 et 153 €/MWh). Les pompes à le gaz (actuellement particulièrement bas) et l’ensemble des coûts supportés par le développeur de projet, et peut donc varier d’un pays à l’autre.
chaleur air/eau sont également relativement souffrent du niveau encore trop faible de la
compétitives avec des coûts de revient situés entre fiscalité carbone. Ces différences justifient le n Périmètre des coûts serre évitées ne sont pas non plus prises en compte.
116 et 137 €/MWh. Cette compétitivité est toutefois maintien d'un système de soutien (le Fonds Le coût de production concerne le cycle de Les coûts liés à la variabilité des énergies renouvelables
en pratique masquée par deux barrières importantes Chaleur) pour atteindre les objectifs fixés par production et prend en compte, d’une part, des coûts pour le système électrique ne sont pas évalués ni pris
(coût d’investissement initial élevé et contraintes les Pouvoirs Publics. Les énergies renouvelables d’investissement, d’autre part, des coûts d’exploitation en compte ici. Pour le moment, ces coûts (qui sont
d’usages pour le bois) qui justifient les soutiens publics offrent également l'avantage de s'affranchir (combustibles consommés dans le cas du bois – bûches, surtout des coûts de régulation de fréquence) sont
facilitant le passage à l’acte. du risque de long terme sur l'évolution des cours du gaz. granulés etc., fonctionnement, maintenance…). assumés par les consommateurs dans le contexte des
L’information sur les données publiques utilisées ne coûts de réseau et ne sont pas attribués au développeur
permet pas de savoir si les coûts de démantèlement de projet.
de l’installation à la fin du cycle de vie sont intégrés
Coûts complets de production en France pour la production de chaleur renouvelable
pour toutes les filières. n Autres paramètres
Particuliers Le coût de production est calculé sur une durée de
Le coût de production prend en compte également fonctionnement en pleine puissance hors appoint8
Coûts de production en €/MWh
500 les coûts de raccordement au réseau, à la différence (électrique par exemple quand il s’agit des pompes
Collectif, tertiaire et industriel des énergies conventionnelles et, le cas échéant, la à chaleur). Cette durée de fonctionnement pleine
400 quote-part du coût de renforcement du réseau qui puissance de l’équipement EnR dépend de la qualité
366 incombe au développeur de projet. Sur ce sujet, les de la ressource renouvelable au site de production.
337 pratiques diffèrent selon les pays7.
300
Coût de production en €/MWh
Dans la mesure du possible, nous présentons des Le coût ainsi calculé varie en fonction de la durée de vie
coûts d’investissement et d’exploitation toutes taxes économique des installations et du taux d’actualisation
200 225 209
181 comprises. Mais cela n’est pas le cas par exemple choisi. Pour les EnR utilisant une source d’énergie
137 145 156 pour les filières suivies dans le cadre du Fonds conventionnelle pour leur fonctionnement (pompes à
118 128 120
100 103 116 112 110 99 114 104 110 111 Chaleur (solaire thermique, géothermie profonde chaleur), il a été fait le choix de ne prendre en compte
69 86 76 78 81
73 56 64 74 66
48 48 48 58 pour production de chaleur, pompes à chaleur aucune hypothèse d’évolution de prix de l’électricité
0 géothermiques collectives, biomasse collective et consommée sur la durée de vie de l’installation.
industrielle, méthanisation), ni pour les projets déployés
sur des périmètres « internationaux » qui, de fait, font Le taux d’actualisation est le coût d’opportunité du
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face à des fiscalités différentes. capital investi, c’est-à-dire le rendement qu’il serait
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Par contre, le coût de production ne tient pas compte capital. Ce taux intègre une prime de risque lié au
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des coûts engendrés par la recherche publique ou projet, qui traduit sa probabilité d’échec. A priori le
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des externalités négatives que sont par exemple les risque est différent selon les filières, notamment du
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128 émissions de gaz à effet de serre lors de la construction fait de leur maturité, et le taux d’actualisation devrait
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70 des matériels d’équipement. Les externalités positives donc être différent selon les filières.
85 106 107 89 97
47
La bande orangée correspond, 46 52
à titre d’illustration, au coût de production d’une filière 63 66 70
62 conventionnelle de référence. 46 56 que sont par exemple les émissions de gaz à effet de Par exemple, nous obtenons un taux d’actualisation
Des détails sont donnés en annexe.
La partie plus foncée des plages de variation présente les coûts de production pour les taux d’actualisation les plus
probables. Les parties plus claires présentent les coûts pour lesquels les conditions de financement sont les plus
et les moins favorables. 5
Cf. Annexe 1 pour la méthodologie.
6
Il peut donc s’agir de MWh électrique (MWhe) ou de MWh de chaleur (MWhth), i.e. de MWh utile.
7
Nous invitons donc le lecteur à une certaine prudence en cas de comparaison de ces chiffres avec des références étrangères.
8
Les plages de fonctionnement des équipements sont ajustées dans les tableaux ci-dessous pour en tenir compte.
* Sont pris en compte l’ensemble des MWh valorisés (MWh thermiques et MWh électriques). 9
Ce taux est en cohérence avec les taux de l’ordre de 12%, 12,6% et 14,5% rapportés dans la littérature (cf. IRENA « Renewable energy technologies : cost
4
Pour l’électricité, on a considéré les convecteurs électriques. analysis series - Wind Power », juin 2012 et Rapport de Mott McDonald, « Cost of low-carbon generation technologies », mai 2011).
PAGE 6 Coûts des énergies renouvelables en France Coûts des énergies renouvelables en France PAGE 7MÉTHODOLOGIE MÉTHODOLOGIE
autour de 13 %9 pour retrouver le coût de production en conséquence de déploiements industriels très Pour cette raison, cette note présente, dans le cas des Les travaux de prospective approximent ces
moyen résultant des appels d’offre de la CRE pour inégaux aux niveaux national, européen ou mondial. Si filières les moins matures, à la fois les coûts actuels courbes d’expérience, comme c’est le cas pour
l’éolien offshore sur la base des données européennes. toutes les filières sont dans un processus d’amélioration et les coûts prospectifs. En effet, pour ces filières qui les EnR électriques dans l’étude ADEME – Artelys /
Les investisseurs allemands retiennent quant à eux un continue, on comprend aisément que la comparaison ne sont pas encore à un stade de développement Armines-Persée / Énergies demain (2015)15. Nous
taux de 9 % pour cette technologie, qui est relativement des LCOE d’une filière très mature (par exemple industriel, il n’est pas pertinent de parler de niveau de présentons par filière les coûts de production, sauf
moins risquée en Allemagne qu’en France. production de chaleur par bois énergie) avec des coût mais plutôt de trajectoire d’apprentissage pour pour l’hydroélectricité. Nous présentons des plages
filières encore à l’état de démonstrateur (par exemple que ces technologies deviennent concurrentielles à de variation des coûts de production en fonction des
Cependant, nous n’avons pas calculé le taux les énergies marines) n’est pas adéquate. terme. Cette baisse de coût sera possible notamment coûts d’investissement et d’exploitation, de la ressource
d’actualisation de chaque filière et nous avons plutôt Pour expliquer la courbe d’expérience, utile pour grâce aux innovations, à l’apprentissage sur toute la du site et du productible et des taux d’actualisation
retenu un taux représentatif du secteur énergétique. anticiper la trajectoire d’évolution des coûts des durée de vie du projet (installation, maintenance) mais envisagés.
Une comparaison entre technologies sur la base technologies, nous reprenons la citation suivante de aussi grâce à un effet volume sur de futurs parcs de
d’un même taux d’actualisation peut donc s’avérer M. Glachant et Y. Ménière (2014)13, qui si elle s’applique taille commerciale qui devraient permettre de viser
artificielle10. à la filière photovoltaïque est généralisable à toutes des coûts de production beaucoup plus faibles.
les filières.
Nous avons pris en compte quatre taux d’actualisation
de référence11 (3 %, 5 %, 8 % et 10 %) pour l’ensemble « Rappelons […] le principe d’une courbe d’expérience :
des filières énergies renouvelables citées. Pour les elle décrit l’évolution du prix ou du coût d’une
technologies les plus matures, le taux d’actualisation technologie – ici [par exemple] le prix d’un panneau
de 10 % n’a pas été pris en compte dans les graphiques ; photovoltaïque - en fonction de l’expérience le
pour les moins matures, c’est le taux d’actualisation plus souvent mesurée par la production cumulée
à 3 % qui n’a pas été pris en compte, par souci de de panneaux. Cette courbe est quasiment toujours
cohérence. Le calcul du coût de production est très décroissante sous l’effet d’apprentissages incrémentaux
sensible au taux d’actualisation retenu. La CRE12 a dans la filière de production. Elle fournit un modèle
retenu, pour certaines EnR électriques, « [L]’hypothèse simple permettant d’expliquer l’évolution au cours
centrale de 8 % pour le calcul du coût de production du temps du coût d’une technologie. Elle permet
avant impôts [qui] est représentative du Coût Moyen également des prédictions sur son évolution future.
Pondéré du Capital (CMPC) de référence, de l’ordre Alors que les courbes d’apprentissage se limitaient
de 5 % après impôts, retenu pour les analyses de à l’expérience comme seule variable explicative,
rentabilité menées par la CRE dans le cadre de ses des courbes dites « multi-facteurs » ont depuis été
avis tarifaires ». développées pour y inclure des variables telles l’échelle
de production, le prix de certains intrants, la R&D,
n Courbe d’expérience et maturité des technologies etc. ». Ces courbes « multi-facteurs »14 sont les courbes
Les différentes filières EnR n’ont pas toutes la même d’expériences propres à chaque technologie.
maturité technique, ni la même maturité économique
10
Pour rappel, dans l’étude ADEME - I Care / ECube / In Numeri (octobre 2015), les taux d’actualisation réels sont égaux à 5,46 % pour le secteur
résidentiel, 5,2 % pour le secteur industriel et tertiaire et 5,34 % pour les Utilities.
11
Le taux de 5 % est le taux de base retenu par l’ADEME dans le cadre du Fonds Chaleur, taux auquel s’ajoute éventuellement une prime de risque.
Ce taux est environ celui retenu par la Commission de Régulation de l’Énergie dans ses avis sur les tarifs d’achat en 2011. La Direction Générale de
l’Énergie et du Climat a publié en 2008 la « Synthèse publique de l’étude des coûts de référence de la production électrique » en prenant un taux de
8 %. L’AIE, comme l’IRENA, utilisent les taux de 3 % et de 10 %.
12
CRE, « Coûts et rentabilité des énergies renouvelables en France métropolitaine - Éolien terrestre, biomasse, solaire photovoltaïque », avril 2014.
13
M. Glachant et Y. Ménière (2014), « Une évolution des déterminants économiques, techniques et politiques de l’évolution du prix des panneaux
photovoltaïques », rapport du Conseil Français de l’Énergie, 2014.
14
Ainsi la prise en compte des prix de l’acier, tout comme la tension sur la fourniture des machines, explique l’augmentation des coûts de l’éolien
terrestre entre 2005 et 2008 (cf. P.Hearps et al., « Renewable Energy Technology Cost Review », mai 2011 et M. Junginger et al. « Global experience « Mix électrique 100 % renouvelable ? Analyses et optimisations - Un travail d’exploration des limites du développement des énergies renouvelables
15
curves for wind farms », Energy Policy 33(2), pp.133-150, 2005). dans le mix électrique métropolitain à un horizon 2050 », octobre 2015
PAGE 8 Coûts des énergies renouvelables en France Coûts des énergies renouvelables en France PAGE 9Coûts de production d’électricité L'ÉOLIEN
Coûts de production d’électricité
Le potentiel d’innovation reste important sur L’évolution du parc terrestre français devrait voir à la
l’ensemble de la chaîne de valeur des projets et fois l’installation de machines standard et de nouvelle
notamment sur la conception des rotors et leur contrôle. génération, en fonction de la ressource en vent et des
Avec le développement de la filière, l’optimisation contraintes d’aménagement de l’espace (en particulier
L'éolien logistique et la mise en œuvre des innovations, les la hauteur des éoliennes).
coûts de production électrique des machines standards
En France, la capacité éolienne terrestre installée a toilées augmentant considérablement le nombre de
devraient baisser d’environ 10 à 15 % à l’horizon 202520. NB : les coûts de production des tableaux ne sont pas
dépassé les 11 GW fin 201616. La capacité éolienne sites exploitables.
directement comparables avec le tarif d’achat historique ;
terrestre installée au niveau mondial était de 405 GW Les objectifs de développement de la Programmation
Bien que nécessitant un investissement plus élevé que celui-ci correspond à un contrat d’achat souscrit pour 15
fin 2015, dont environ 129 GW de capacité installée en Pluriannuelle de l’Energie (PPE) en termes de capacité
les machines standard et étant installée dans des zones ans, le tarif ayant été fixé en 2008 à 8,2 c€/kWh pendant
Chine, 74 GW aux Etats-Unis et 41 GW en Allemagne17. installée sont compris entre 21,8 GW et 26 GW à
moins ventées, les éoliennes de nouvelle génération 10 ans, puis entre 2,8 et 8,2 c€/kWh pendant 5 ans selon
l’horizon 202318. À l’échelle mondiale, Bloomberg
conduisent à un coût de l’électricité inférieur grâce à les sites. Ce système est en cours de révision pour passer
L’exploitation de l’énergie éolienne terrestre a New Energy Finance (BNEF) prévoyait en 2016 une
une productivité accrue (meilleur facteur de charge ou au complément de rémunération.
commencé sur les sites présentant des vitesses de capacité installée de 691 GW pour 202019 soit un taux
temps de fonctionnement annuel à pleine puissance).
vent importantes. L’éolienne standard présente une de croissance moyen prévu pour la filière éolienne
puissance nominale de 2,3 MW et un mât de hauteur d’environ 11 % par an de 2015 à 2020.
80 à 90 m. Depuis 2011, des machines dites de nouvelle
génération, aussi appelées éoliennes toilées, sont > En France, le coût total de production de l’éolien Caractéristiques techniques
proposées avec un plus grand diamètre de rotor pour terrestre est estimé entre 54 €/MWh et 108 €/MWh Périmètre France
une puissance nominale équivalente, et un mât plus pour les machines standard, et entre 50 €/MWh Terme 2017
haut (typiquement 100 à 110 m). Ces éoliennes toilées et 94 €/MWh pour les éoliennes plus toilées. Pour Variante technologique Machines «standard» Nouvelle génération
présentent une productivité améliorée, c’est-à-dire une chacune des technologies, la plage de variation reflète Puissance installée (MW) 2,3 2
Hypothèses
production annuelle plus importante que les machines une variabilité des coûts d’investissement, de la Durée de fonctionnement (années) 20
standard de même puissance, permettant d’exploiter ressource du site et du productible, suivant différentes Vitesse moyenne de vent au moyeu (m/s) 7 - 8,5 6 - 7,5
des sites à vitesse moyenne de vent plus faibles. hypothèses de taux d’actualisation. Le graphique Temps de fonctionnement annuel à pleine puissance (h) 1800 - 2400 2400 - 2700
La filière éolienne terrestre est dans une phase de ci-dessous représente les coûts en fonction de ces
Coûts
croissance en France et dans le monde et des gisements variables (l’ensemble des hypothèses choisies peut
très importants sont encore inexploités, les éoliennes être consulté dans le tableau ci-après). Investissement (€/kW) 1300 - 1400 1400 - 1700
dont coût de raccordement (k€) 100
dont quote-part régionale RPT* et RPD** (€/kW) 0 - 69,8
Coûts de production de l’éolien terrestre en France
Exploitation fixe (€/kW/an) 42 - 52
120 Coût de production total (€/MWh) en fonction du taux d’actualisation
Coût de production total en €/MWh
108
3% 54 - 81 50 - 69
Résultats
100 94
5% 61 - 91 57 - 79
80
8% 73 - 108 68 - 94
60 10% (81 - 120) (76 - 105)
40 54 50
Les hypothèses et résultats en couleur correspondent aux valeurs hautes et basses représentées dans le graphique précédent.
20 Les coûts de production entre parenthèses sont à considérer comme non vraisemblables aujourd’hui du fait d’un taux d’actualisation
non cohérent avec la maturité des technologies, la perception du risque et les exigences de rentabilité.
0
3% 5% 8%
Taux d’actualisation
Machines standards (coût d’investissement : Machines nouvelle génération (coût d’investissement :
entre 1300 et 1400 €/kW) entre 1400 et 1700 €/kW)
16
Ministère de l’Environnement, de l’Énergie et de la Mer, Tableau de bord : éolien, RTE, Aperçu mensuel sur l’énergie.
17
IRENA (2016), Renewable Energy Statistics 2016, The International Renewable Energy Agency, Abu Dhabi. * RPT pour Réseau Public de Transport.
18
Décret n° 2016-1442 du 27 octobre 2016 relatif à la Programmation Pluriannuelle de l’Énergie (PPE). ** RPD pour Réseau Public de Distribution.
19
Bloomberg New Energy Finance, New Energy Oulook 2016 : Powering a changing world. 20
ADEME (en cours), étude technico-économique filière éolienne française : bilan, perspectives et stratégie.
PAGE 10 Coûts des énergies renouvelables en France Coûts des énergies renouvelables en France PAGE 11L'ÉOLIEN EN MER Coûts de production d’électricité Coûts de production d’électricité L'ÉOLIEN EN MER
Caractéristiques techniques
L'éolien en mer Périmètre Europe France Europe France
Type Posé Flottant
En France, les premiers parcs éoliens en mer développés où la demande en électricité est élevée Terme 2014 - 2015 2016 - 2018 2019+ 2009-2015 2020+ 2030+
devraient être mis en opération à partir de 2020 (Europe, États-Unis, Chine, Japon). Projets mis Projets en cours Projets Projets mis Projets en Prospective
Statut des projets
pour un total de 3 GW (1,5 GW en 2020 et 1,5 GW en En France, les objectifs de développement de la PPE en en service de construction financés en service développement
Maturité Commercialisation Démonstration Fermes pilotes Commercialisation
2022). La capacité éolienne en mer installée au niveau termes de capacité installée sont de 3 GW à l’horizon
Puissance unitaire installée (MW) 3,8 4,7 7,4 6,9 2,2 6-8 8 - 10
mondial était de 12 GW fin 201519, principalement 202318. À l’échelle mondiale, BNEF prévoyait en 2016
Hypothèses
Puissance moyenne du parc 200 400 500 2 - 2,3 24 500
en Europe (Royaume-Uni, Allemagne et Danemark). une capacité installée de 39 GW pour 202019, soit un installée (MW)
taux de croissance moyen prévu pour la filière éolienne Durée de fonctionnement (années) 20 20
L’exploitation de l’énergie éolienne en mer a commencé en mer d’environ 27 % par an sur la période 2015-2020. Temps de fonctionnement annuel 3500 3285 3500 3100 4000 3500
en pleine puissance (h)
avec des turbines posées sur les fonds marins
Coûts
(éolien posé) et continue à se développer avec des > En France, le coût total de production de l’éolien
Investissement (€/kW) 4100 4300 3900 3500 - 5500 11300 6000 - 9000 3500 - 4500
turbines montées sur des flotteurs (éolien flottant) en mer est estimé entre 123 €/MWh et 227 €/MWh
dont raccordement (€/kW) 600 400 nc. 800 - 1400 600
qui faciliteront leur installation plus loin des côtes, pour l’éolien posé, et entre 165 €/MWh et Exploitation fixe (€/kW/an) 168 150 140 150 nc. (calculs faits 180 - 400 100 - 150
indépendamment des conditions de sol et à des 364 €/MWh pour l’éolien flottant. Pour chacune pour 400)
profondeurs plus élevées. L’éolien en mer présente des technologies, la plage de variation reflète une Coût de production total (€/MWh) en fonction du taux d’actualisation
Résultats
l’intérêt de profiter de régimes de vents plus forts et variabilité des coûts d’investissement, de la ressource 3% (127) (134) (122) (110 - 148) (374) (146 - 251) (96 - 129)
réguliers que l’éolien terrestre, et l’éloignement du site et du productible, suivant différentes 5% 142 151 138 123 - 169 422 165 - 281 109 -146
des côtes diminue les conflits d’usage. Cette filière hypothèses de taux d’actualisation. Le graphique 8% 167 179 164 145 - 203 500 198 - 329 130 - 174
est dans une phase de forte croissance dans le ci-dessous représente les coûts en fonction de ces 10 % 186 199 182 160 - 227 557 221 - 364 146 - 194
monde et des gisements très importants sont encore variables (l’ensemble des hypothèses choisies
inexploités notamment dans les principaux pays peut être consulté dans le tableau ci-après). Les hypothèses et résultats en couleur correspondent aux valeurs hautes et basses représentées dans le graphique précédent. Les coûts
de production entre parenthèses sont à considérer comme non vraisemblables aujourd’hui du fait d’un taux d’actualisation non cohérent
avec la maturité des technologies, la perception du risque et les exigences de rentabilité.
Coûts de production de l’éolien en mer en France et en Europe Le potentiel d’innovation reste très important sur une fois calculé de l’ordre de 13 %, montre que la
l’ensemble de la chaîne de valeur des projets. Avec fourchette haute des coûts est alors en phase avec
400 364 le développement de la filière, les coûts devraient ce qui a été constaté lors du premier appel d’offres
350 baisser d’environ 35 % à l’horizon 202521. de la CRE22.
Coût de production en €/MWh
300 Pour l’éolien posé, sur la zone Europe, les CAPEX Pour l’éolien flottant, trois types de projets ont été
250 227
(coûts d’investissement) sont les valeurs moyennes identifiés :
annoncées par les porteurs de projet (CAPEX réel). - les démonstrateurs unitaires mis en service en Europe
200
Sur la zone France, les données viennent des projets (CAPEX réel). Il faut noter que ces démonstrateurs
150 165 lauréats des deux appels d’offres (CAPEX prévisionnel). sont des prototypes et ne sont pas des systèmes
100
déployés en phase commerciale. Nous avons choisi
123 Pour l'éolien posé, les prix de vente assez élevés d’exclure les démonstrateurs japonais car il est
50 constatés sur les premiers appels d’offre français difficile d’identifier les postes de coûts à l’origine des
0 reflètent la prise de risque importante des porteurs surcoûts constatés par rapport aux démonstrateurs
5% 8% 10 % de projets. Les premiers projets français ont rencontré européens ;
des risques supplémentaires par rapport aux - les fermes pilotes en France (CAPEX prévisionnel des
Taux d’actualisation
ouvrages déjà réalisés ailleurs en Europe (risque projets en développement) ;
Éolien en mer posé, projets financés en France et Éolien flottant sur la connaissance des sols et des gisements, - les fermes commerciales en France : c’est une
en cours de construction en Europe (coût d’investissement : entre 6000 et 9000 €/kW).
(coût d’investissement : entre 3500 et 5500 €/kW).
risque lié à la lisibilité, la visibilité et la stabilité prospective des coûts des projets à l’horizon 2030
de la politique d’industrialisation de la filière en (CAPEX prévisionnel).
France…). L’application aux données de coûts d’un Les OPEX ont été fixés à des valeurs issues d’une
taux d’actualisation plus élevé pour couvrir ces risques, synthèse de différentes études.
21
IRENA (2016), The Power to Change, Solar and wind cost reduction potential to 2025.
22
Coûts constatés dans la politique publique en faveur du développement des énergies éoliennes, solaires et biomasse, La Cour des Comptes,
5 décembre 2012.
PAGE 12 Coûts des énergies renouvelables en France Coûts des énergies renouvelables en France PAGE 13L'HYDROLIEN MARIN Coûts de production d’électricité Coûts de production d’électricité L'HYDROLIEN MARIN
L'hydrolien marin
Il n’existe aujourd’hui à l’échelle mondiale que pour l’ensemble des énergies marines à l’horizon Caractéristiques techniques
des démonstrateurs unitaires hydroliens marins. 202318. À l’échelle mondiale, l’IRENA prévoyait en Périmètre International France
En France, un démonstrateur est en phase de test 2014 une capacité installée de 200 MW d’hydrolien 2015 - 2020 2020 - 2025 2025 - 2030 2015 2020
à Paimpol-Bréhat et un autre au large de l’île marin à horizon 202023. Terme Projets mis en service / Prospective Prospective Projets mis en service Projets financés
Ouessant. projets financés
Hypothèses
Maturité Démonstrateurs - Fermes pilotes Fermes commerciales Démonstrateurs Fermes pilotes
D’après les appels à projets en France et à
Puissance unitaire (MW) 0,3 - 10 0,5 - 30 90 - 400 0,5 1,8
La filière est dans une phase de croissance en France l’international, le coût total de production de
Durée de fonctionnement (années) 25
et dans le monde et des gisements importants l’hydrolien marin est estimé entre 123 €/MWh et Temps de fonctionnement annuel nc. (calculs faits 3370 3285 nc. (calculs faits 1750 - 2250
sont encore inexploités dans des zones bien 571 €/MWh. Le productible considéré pour l’étude pour 3370) pour 1750)
localisées principalement au Raz Blanchard en France, est donc fixe et la plage de variation s’explique Coûts
dans le Pentland Firth en Écosse, et dans la baie de principalement par le taux d’actualisation Investissement (€/kW) 5000 - 13000 4000 - 7800 3000 - 5000 21700 6800
Fundy au Canada. Des gisements plus diffus mais plus considéré. Le graphique ci-dessous représente les dont raccordement (€/kW) 700 - 2000 600 - 1200 400 - 800 9400 1200
nombreux existent également en milieux insulaires, coûts en fonction du taux d’actualisation, pour les Exploitation fixe (€/kW/an) 140 - 1040 130 - 475 80 - 360 nc. (calculs faits pour 250) 250
en Indonésie notamment. démonstrateurs mis en service en 2015 et les fermes
Coût de production total (€/MWh) en fonction du taux d’actualisation
pilotes prévues en France et à l’international pour
Résultats
> En France, les objectifs de développement de la 2020 (l’ensemble des hypothèses choisies peut être 3% (127 - 530) (107 - 274) (77 - 197) (855) (285 - 366)
5% 147 - 582 123 - 305 89 - 218 1023 326 - 419
PPE en termes de capacité installée sont de 100 MW consulté dans le tableau ci-contre).
8% 181 - 670 150 - 358 110 - 252 1304 394 - 507
10 % 205 - 734 169 - 396 125 - 277 1509 444 - 571
Coûts de production de l’hydrolien marin en France et à l’international
Les hypothèses et résultats en couleur correspondent aux valeurs hautes et basses représentées dans le graphique précédent. Les coûts de
production entre parenthèses sont à considérer comme non vraisemblables aujourd’hui du fait d’un taux d’actualisation non cohérent avec la
1800 maturité des technologies, la perception du risque et les exigences de rentabilité.
Coût de production total en €/MWh
1600
1509
1400
1200
1000 1023 Les données présentées dans ce tableau sont à du faible retour d’expérience des démonstrateurs
800 considérer avec prudence compte tenu du caractère actuellement testés, et du potentiel de réduction des
600 571 amont des technologies hydroliennes marines, coûts en phase d’industrialisation.
400
200
0 123
3% 8% 10 %
Taux d’actualisation
Démonstrateurs mis en services en France en 2015 Fermes pilotes en France et à l’international prévues pour 2020+
(coût d’investissement : 21 700€/kW). (coût d’investissement : entre 4 000 et 7 800 €/kW).
La filière de l’hydrolien marin se situe aujourd’hui entre la phase de R&D et la phase pré-commerciale.
Le potentiel de réduction des coûts est donc très important sur l’ensemble de la chaîne de valeur des projets.
23
IRENA (2014), Tidal energy: Technology brief.
PAGE 14 Coûts des énergies renouvelables en France Coûts des énergies renouvelables en France PAGE 15LE PHOTOVOLTAÏQUE Coûts de production d’électricité Coûts de production d’électricité LE PHOTOVOLTAÏQUE
Caractéristiques techniques
Le photovoltaïque Périmètre
Segment Résidentiel
France Nord
Commercial - Industriel Centrales au sol
Puissance unitaire installée (kWc) 0-3 36 - 100 > 250
En France, la capacité photovoltaïque installée > En France, le coût total de production du Pose IAB Surimposé ISB Surimposé sans tracker avec tracker
Hypothèses
a dépassé les 7 GW à la fin juin 2016. La capacité photovoltaïque (technologie silicium) des Terme 2015
Durée de fonctionnement (années) 25
photovoltaïque installée au niveau mondial était de centrales au sol est estimé entre 64 €/MWh et
Productivité (kWh/kWc) 950 1045
252 GW fin 201519, dont environ 43 GW de capacité 167 €/MWh, le coût total de production en toiture Coûts
installée en Chine, et plus de 96 GW en Europe (dont pour le résidentiel est estimé entre 164 €/MWh Investissement (€/kW) 2840 - 3380 2630 - 2640 1660 - 1970 1590 - 1600 1092 - 1349 1324
environ 40 GW en Allemagne)17. et 407 €/MWh pour les installations intégrées au dont coût de raccordement forfaitaire : 1500 - 3000 sur devis
selon la configuration (€)
bâtiment (IAB) et entre 155 €/MWh et 334 €/MWh dont quote-part régionale RPT* - 0 - 69,85
Portée par des gisements non exploités conséquents, pour les installations surimposées, et le coût total de et RPD** (€/kW)
des soutiens politiques et des choix industriels forts, production en toiture pour les secteurs commercial Exploitation fixe (€/kW/an) 66,2 - 70 46,32 - 49,2 26,2 - 32,4 33,36 - 37,2
cette filière est en pleine croissance à l’échelle mondiale. et industriel est estimé entre 98 €/MWh et 246 €/MWh. Coût de production total (€/MWh) en fonction du taux d’actualisation
Résultats
3% 241 - 278 229 - 233 149 - 171 145 - 149 100 - 116 105 - 108
En France, les objectifs de développement de la PPE en Cette plage de variation s’explique notamment 5% 282 - 326 266 - 271 173 - 199 168 - 171 116 - 135 122 - 125
termes de capacité installée sont compris entre 18,2 GW par le type de technologie considérée, la ressource du 8% 350 - 407 329 - 334 212 - 246 206 - 210 142 - 167 151 - 154
10 % (399 - 466) (375 - 380) (241 - 280) (233 - 237) (161 - 191) (172 - 175)
et 20,2 GW à l’horizon 202318. À l’échelle mondiale, site et le productible au nord et au sud de la France,
BNEF prévoyait en 2016 une capacité installée de 579 et le taux d’actualisation. Le graphique ci-dessous
Caractéristiques techniques
GW pour 202019, soit un taux de croissance moyen représente les coûts en fonction de ces variables Périmètre France Sud
prévu pour la filière photovoltaïque d’environ 21 % (l’ensemble des hypothèses choisies peut être Segment Résidentiel Commercial - Industriel Centrales au sol
par an sur la période 2015-2020. consulté dans le tableau ci-après). Puissance unitaire installée (kWc) 0-3 36 - 100 > 250
Pose IAB Surimposé ISB Surimposé sans tracker avec tracker
Hypothèses
Terme 2015
Durée de fonctionnement (années) 25
Coûts de production du photovoltaïque en France
Productivité (kWh/kWc) 1400 1540
450 Coûts
407 Investissement (€/kW) 2840 - 3380 2630 - 2640 1660 - 1970 1590 - 1600 1092 - 1349 1324
400 dont coût de raccordement selon forfaitaire : 1500 - 3000 sur devis
324
Coût de production en €/MWh
la configuration (€)
350
dont quote-part régionale RPT* - 0 - 69,85
300 et RPD** (€/kW)
Exploitation fixe (€/kW/an) 66,2 - 70 46,32 - 49,2 26,2 - 32,4 33,36 - 37,2
246
250 Coût de production total (€/MWh) en fonction du taux d’actualisation
Résultats
3% 164 - 189 155 - 158 101 - 116 98 - 101 64 - 78 71 - 74
200
167 5% 191 - 221 181 - 184 117 - 135 114- 116 74 - 92 83 - 85
150 164 8% 237 - 276 223 - 227 144 - 167 139 - 142 92 - 113 102 - 105
155 10 % (271 - 316) (254 - 258) (164 - 190) (158 - 161) (105 - 129) (116 - 119)
100
98
50 64 Les hypothèses et résultats en couleur correspondent aux valeurs hautes et basses représentées dans le graphique précédent. Les coûts
de production entre parenthèses sont à considérer comme non vraisemblables aujourd’hui du fait d’un taux d’actualisation non cohérent
0 avec la maturité des technologies, la perception du risque et les exigences de rentabilité.
3% 5% 8%
Taux d’actualisation Les coûts d’investissements dans les centrales au sol de production des équipements et l’augmentation
photovoltaïques ont été divisés par 6 entre 2007 et des rendements des modules25.
Résidentiel (IAB) Commercial-industriel 2014. Cette baisse est principalement due à la baisse
(coût d’investissement : entre 2840 et 3380 €/kW). (coût d’investissement : entre 1590 et 1970 €/kW).
du coût de production des modules. Le bas de la fourchette des CAPEX d’une installation PV
Résidentiel (surimposé) Centrales au sol
(coût d’investissement : entre 2630 et 2640 €/kW). (coût d’investissement : entre 1092 et 1349 €/kW). intégrée au bâtiment (IAB) correspond aux bâtiments
Le potentiel d’innovation reste très important sur neufs et plus particulièrement aux grandes toitures
l’ensemble de la chaîne de valeur des projets. Avec commerciales et industrielles, où l’IAB présente des
le développement de la filière, les coûts devraient coûts similaires à une installation PV surimposée,
continuer à baisser d’environ 35 % à l’horizon 2025 en raison du coût évité des éléments de couverture
grâce, notamment, à l’amélioration des processus conventionnels remplacés par les modules.
* RPT pour Réseau Public de Transport.
** RPD pour Réseau Public de Distribution.
24
Ministère de l’Environnement, de l’Énergie et de la Mer (août 2016), tableau de bord : solaire photovoltaïque, deuxième trimestre 2016. 25
ADEME (2015), étude technico-économique filière photovoltaïque française : bilan, perspectives et stratégie.
PAGE 16 Coûts des énergies renouvelables en France Coûts des énergies renouvelables en France PAGE 17Vous pouvez aussi lire
