Mes calculs sur le prix du kWh : une “arnaque légalisée” représentant 15 milliards par an ?

«Si le PUN était calibré en fonction des coûts réels de production d’énergie en Italie, le prix chuterait de 30 % pour les ménages et les entreprises (ainsi que pour l’État». Avec l’aide de l’IA, Bruno Campanino, le lecteur qui nous a écrit, a effectué deux calculs sur la manière dont se forme le prix d’un kWh. Il en a conclu : «Une “arnaque légalisée” par l’État et l’Europe». Alors pourquoi «présenter l’énergie nucléaire comme la solution à tous les problèmes ou chercher des algorithmes complexes pour réduire le PUN de 1 ou 2 centimes par kWh dans les bilans financiers ? Qu’en pensez-vous ? Ai-je tort ?». Pour nous écrire : info@vaielettrico.it.

Et voici en détail son calcul, basé sur des données officielles de Terna et du GSE

Quel est le poids des énergies renouvelables et quel est le coût du gaz

1. La production intérieure brute/nette se situe globalement autour de 270 TWh par an.
2. Contribution des énergies renouvelables (FER totales) En prenant en compte toutes les énergies renouvelables (donc pas seulement l’énergie solaire, éolienne et hydroélectrique, mais aussi les bioénergies et la géothermie), la production se situe généralement entre 45 % et 49 % de la production nationale (et autour de 40-41 % si l’on calcule la couverture des besoins totaux italiens, qui sont également comblés par des importations en provenance de l’étranger).
3. Énergie solaire, éolienne et hydroélectrique Prises individuellement ou additionnées, elles ne dépassent pas de manière stable 50 % de la production totale italienne, oscillant historiquement entre 40 % et 48 % en fonction de l’année hydrologique (l’énergie hydroélectrique étant en effet très sensible aux précipitations).

Tableau de référence de la production d’électricité en Italie

Données moyennes de référence

Source / Catégorie

TWh annuels indicatifs

Pourcentage de la production nationale

Total des énergies renouvelables (hydraulique, solaire, éolien, biomasse, géothermie)

125–135 TWh

45%–49%

Énergie thermique (principalement au gaz naturel)

130–140 TWh

48%–52%

Autres sources (par ex. déchets/charbon résiduel)

5–10 TWh

2%–3%

Prix marginal et coût réel de production en comparaison

Analysons le scénario hypothétique proposé (sur un total de 270 TWh, 60 % étant couverts par les turbines à gaz, soit 162 TWh, et 40 % par les énergies renouvelables, soit 108 TWh) en comparant le prix déterminé selon le critère marginal (le PUN théorique basé uniquement sur le coût du gaz) avec le prix moyen pondéré réel basé sur les coûts réels de production de chaque source.

Coût de production des turbines à gaz (avec du gaz à ~90 €/MWh)

1. Coût du combustible (matière première)

En tenant compte d’une efficacité moyenne des centrales à cycle combiné de 55 à 60 %, il faut environ 1,7–1,8 MWh thermiques de gaz pour produire 1 MWh d’électricité.

Avec un gaz à 90 €/MWh, le seul coût de la matière première s’élève à environ 153–162 €/MWh.

2. Coûts ETS (quotas d’émission de CO₂)

Environ 0,35–0,40 tonne de CO₂ par MWh d’électricité. Avec des permis d’émission stables autour de 65–75 €/tonne, l’impact du CO₂ reste de l’ordre de 24–28 €/MWh.

3. Coûts fixes et de gestion (O&M)

Environ 10–15 €/MWh.

Comparaison avec les coûts de production des énergies renouvelables

Contrairement au gaz, les sources renouvelables n’ont ni coûts de carburant ni coûts liés aux quotas de CO₂ ; par conséquent, leur coût de production dépend principalement de l’amortissement de l’investissement initial (CapEx) et des coûts de maintenance (OpEx).

Avec le gaz à ces niveaux, le coût pour produire un mégawattheure par une centrale thermique au gaz augmente considérablement, élargissant ainsi fortement l’écart de coût par rapport aux énergies renouvelables :

Source d’énergie

Coût de production (€/MWh)

Coût de production (€/kWh)

Notes

Énergie solaire photovoltaïque (échelle industrielle)

45–60

0,045–0,060

Très compétitive pendant les heures ensoleillées.

Énergie éolienne (terrestre)

40–55

0,040–0,055

Parmi les sources les plus économiques absolument.

Énergie hydroélectrique (existante)

30–50

0,030–0,050

Installations historiques dont les coûts sont très faibles grâce à l’amortissement.

Gaz turbine (cycle combiné)

185–205

0,185–0,205

Dépend du prix des matières premières et du CO₂.

Le coût pour produire 1 kWh d’électricité grâce à des installations à turbine à gaz au méthane est plus du double du coût moyen de production des installations solaires et éoliennes à grande échelle. La raison principale pour laquelle les installations à turbine à gaz restent indispensables réside dans leur programmabilité et leur flexibilité, essentielles pour équilibrer le réseau électrique lorsque le soleil et le vent ne sont pas disponibles.

Hypothèses de départ et coûts de référence (avec du gaz à ~90 €/MWh)

Turbine à gaz (60 % de la production / 162 TWh) : coût de production estimé à 195 €/MWh (valeur centrale de l’intervalle 185-205 €/MWh, incluant le gaz, le CO₂ et les frais d’exploitation).

Énergies renouvelables (40 % de la production / 108 TWh) : coût moyen pondéré de production (solaire, éolien, hydraulique) estimé à environ 50 €/MWh.

1. Le PUN basé sur le prix marginal (règle du marché électrique)

Dans le marché électrique italien et européen (méthode du prix marginal), le prix à l’importation (le PUN) n’est pas la moyenne des coûts de toutes les centrales, mais est fixé par l’installation la plus coûteuse nécessaire pour couvrir la dernière unité de demande (l’installation marginale).

Dans un scénario où 60 % de la production provient du gaz et 40 % des énergies renouvelables, pendant la majeure partie de la journée (en particulier lorsque la demande est élevée ou que la production photovoltaïque est nulle, par exemple le soir), c’est la centrale au gaz qui dicte les règles.

PUN théorique marginal : puisque le gaz fixe le prix du marché pour toutes les technologies lorsqu’il est en activité, le prix de vente payé pour chaque MWh échangé sur le marché correspond au coût de l’installation au gaz.

Valeur du PUN : 195 €/MWh (0,195 €/kWh).

Dans ce régime, même l’énergie produite par les énergies renouvelables (dont le coût de production est de 50 €/MWh) est « tarifée » sur le marché au prix du gaz (~195 €/MWh), ce qui génère un fort excédent de profit pour les producteurs d’énergies renouvelables.

2. Le PUN calculé en pesant correctement les coûts de production (moyenne pondérée)

Si, en revanche, nous imaginons un système dans lequel l’énergie est rémunérée exactement en fonction du coût industriel de production (coût-plus) pondéré en fonction des quantités réelles :

En remplaçant les valeurs du scénario :

Coût total de la production :

Prix moyen pondéré résultant :

Tableau comparatif de synthèse

Paramètre / Méthode

PUN au prix marginal (régime actuel)

PUN au coût moyen pondéré (réel/mixte)

Coût le moins cher / bas

195 €/MWh (0,195 €/kWh)

137 €/MWh (0,137 €/kWh)

Qui fixe le prix

Le coût marginal du dernier parc de production (gaz)

La moyenne pondérée de toutes les technologies

Impact économique sur le système (sur 270 TWh)

~52,6 milliards d’euros de dépenses théoriques à l’achat en gros

~37,0 milliards d’euros de dépenses réelles de production

Différence / Marge

—

Une économie théorique de plus de 15 milliards d’euros qui, sur le marché actuel, est absorbée sous forme de rentes marginales ou de profits supplémentaires.

Pour les familles et les entreprises : un impact énorme

Une économie de 30 % sur le coût de l’énergie à l’achat en gros n’est absolument pas un détail secondaire :

Passer de 0,195 €/kWh à 0,137 €/kWh signifie réduire de 58 € le coût par mégawattheure.

Pour une famille moyenne consommant 2 700 kWh par an, cela représente une économie d’environ 150–160 € par an uniquement sur la matière première (auxquels s’ajoutent la TVA et les taxes proportionnelles).

Pour une entreprise ou un secteur manufacturier qui consomme des gigawattheures, une différence de 30 % représente la ligne de démarcation entre être compétitif sur le marché mondial et être éliminé du marché.

Pour l’État et le marché : le nœud des rentes marginales

Les 15 milliards d’euros de différence constatés représentent un transfert de richesse colossal.

Dans un système à prix marginal, ces 15 milliards ne servent pas à couvrir les coûts industriels réels de production, mais deviennent des rentes de position (profits supplémentaires) pour ceux qui produisent avec des installations renouvelables dont les coûts fixes sont déjà amortis ou très faibles.

Un mécanisme à ajuster. Mais quelle est l’alternative ?

Il est certain que les énergies renouvelables ont généralement des coûts de production inférieurs à ceux du gaz. Il est également vrai que le mécanisme du prix marginal peut générer des rentes inframarginales pour les installations qui produisent à des coûts inférieurs à ceux de la technologie qui détermine le prix du marché.

Cependant, cette prémisse ne signifie pas pour autant qu’il existe automatiquement 15 milliards d’euros de profits supplémentaires.

Le premier problème est que l’on suppose que le gaz détermine le prix de toute l’énergie produite, alors que le prix marginal est fixé dans chaque intervalle de marché et dans différentes régions géographiques. Ce n’est pas le mix annuel de production qui détermine pendant combien d’heures le gaz est marginal. Avec une forte production solaire et éolienne, par exemple, le prix peut chuter considérablement même lorsque le gaz représente une part importante de la production annuelle.

Les mathématiques fonctionnent, les unités de mesure non

Le deuxième problème concerne la comparaison entre différentes grandeurs économiques. Les 195 €/MWh pour les turbines à gaz représentent une estimation du coût de production dans des conditions spécifiques en termes de prix du gaz et de CO₂. Les 50 €/MWh pour les énergies renouvelables, quant à eux, correspondent à une estimation du coût de production moyen, y compris l’investissement initial. Il ne s’agit pas de grandeurs directement homogènes.

Le troisième problème concerne les 15,66 milliards d’euros. Le calcul mathématique est correct si l’on suppose que 60 % de l’énergie coûte 195 €/MWh, que les 40 % restants coûtent 50 €/MWh, et que l’ensemble des 270 TWh soient rémunérés à 195 €/MWh. Il s’agit cependant d’un exercice théorique, et non d’une mesure des profits supplémentaires réellement perçus. Pour obtenir ce dernier chiffre, il faudrait connaître ce qui est effectivement vendu sur le marché spot, au prix quel, par le biais de quels contrats, ainsi que quels coûts et charges pèsent sur les producteurs.

Le prix marginal coordonne la demande et l’offre

Il y a enfin une question fondamentale : le prix marginal n’a pas été conçu pour rémunérer chaque installation à son coût moyen, mais pour coordonner l’offre et la demande et garantir que l’énergie nécessaire soit toujours produite. Il est normal que, en période de forte pression sur le réseau, donc en risque de panne de courant, le système soit prêt à payer davantage au fournisseur qui assure la quantité supplémentaire. C’est une loi de marché banale.

Développement des énergies renouvelables et dissociation du prix du gaz pour un avenir durable

Ainsi, il est légitime de se demander si ce mécanisme doit être intégré ou corrigé, surtout dans un système où les énergies renouvelables occupent une place de plus en plus importante. Cependant, une alternative basée sur le coût moyen de production ne peut pas être considérée automatiquement comme plus efficace, moins coûteuse et surtout tout aussi sûre. Du moins dans un système de libre concurrence entre producteurs privés. Ce n’est pas un hasard si, parmi les différentes hypothèses, on évalue également la possibilité de « nationaliser » les centrales turbogaz, tant qu’elles resteront indispensables pour l’équilibre du réseau.

En somme, nous partageons l’idée selon laquelle une plus grande diffusion des énergies renouvelables peut réduire le coût moyen de l’énergie ainsi que la dépendance au gaz. Mais pas la conclusion selon laquelle le système actuel entraînerait nécessairement 15 milliards d’euros de profits supplémentaires transférés aux producteurs d’énergies renouvelables. Pour le prouver, il faut des données de marché réelles, et non seulement une simulation basée sur deux coûts moyens.

LISEZ aussi : « Électricité propre et bon marché ? SENEC : l’Italie peut y arriver également » et regardez la VIDÉO