Brochure ufe - 2eme partie fiches etudes et analyses detaillees

SOMMAIRE

2ème partie

étudES Et AnAlySES détAIlléES

FICHE 1La bonne performance de la France en matière de lutte contre le changement climatique

FICHE 2L’objectif « Facteur 4 »

FICHE 3Les objectifs « Facteur 4 » sur les gaz à effet de serre / « Facteur 2 » sur la demande d’énergie

LeS eNJeUX CLimatiQUeS

FICHE 4L’incohérence des objectifs et des politiques climatiques européens

FICHE 5Les transitions énergétiques européennes

FICHE 6Comparaison des politiques énergétiques de la France et de l’Allemagne

FICHE 7L’apparition de prix négatifs

FICHE 8Les dysfonctionnements du mécanisme ETS

FICHE 9La situation des utilities européennes

FICHE 10Améliorer l’architecture du marché électrique européen

LeS prOBLÉmatiQUeS ÉNerGÉtiQUeS eUrOpÉeNNeS

SOMMAIRE

FICHE 11Quelques chiffres sur le chauffage

FICHE 12Quelques chiffres sur le transport

FICHE 13L’efficacité énergétique active

FICHE 14Les certificats d’économies d’énergie (CEE)

FICHE 15La précarité énergétique

USaGeS et maÎtriSe De La CONSOmmatiON D’ÉNerGie

FICHE 16L’évolution tendancielle de la demande d’énergie et l’intensité énergétique

FICHE 17L’efficacité énergétique

FICHE 18Les transferts d’usages

FICHE 19Les scénarios de demande énergétique de l’UFE

LeS SCÉNariOS D’ÉVOLUtiON De La DemaNDe D’ÉNerGie

FICHE 20Le parc de production électrique français

FICHE 21La gestion de la pointe

FICHE 22La valorisation du stockage : l’exemple des STEP

FICHE 23La rationalisation des procédures administratives pour le réseau de transport d’électricité

Le SYStème ÉLeCtriQUe FraNÇaiS

2ème partie

étudES Et AnAlySES détAIlléES

Le bilan climatique d’un pays est directement conditionné par la répartition des sources d’énergie consommées dans le pays. En effet, plus la part des énergies fossiles dans la consommation d’énergie finale d’un pays est élevée, plus le volume d’émissions de gaz à effet de serre (GES), et notamment de dioxyde de carbone (CO2), de ce pays est élevé, puisque ces émissions sont principalement liées à la combustion d’énergies fossiles.

En Europe, les émissions totales de GES (1) ont reculé de 18 % entre 1990 et 2011, illustrant les efforts menés par les pays européens pour la réduction de ces émissions dans un objectif de préservation du climat. Parmi les émissions de GES, le dioxyde de carbone (CO2) est celui dont le poids est le plus important : il est à l’origine de 79 % des émissions totales de GES en 1990 en Europe, et de 82 % en 2010.

La distinction entre GES et CO2Lorsque l’on aborde la question du bilan climatique d’un pays, la confusion entre émissions de gaz à effet de serre (GES) et émissions de dioxyde de carbone (CO2) est courante.

Le CO2 est certes un gaz à effet de serre, mais il n’est pas le seul : il faut lui rajouter les émissions de méthane, de protoxyde d’azote et de gaz fluorés, pour recenser l’ensemble des gaz à effet de serre. En 2010, le CO2 représente 71 % des émissions de GES françaises.

Chacun de ces gaz ayant un pouvoir de réchauffement différent, on rapporte ce pouvoir à celui du CO2, qui est devenu l’unité de réfé-rence : la tonne de CO2 équivalent (tCO2éq).

La position actuelle de la France en termes d’émissions de gaz à effet de serre (GES) par habitant est très satisfaisante : elle est classée au 8ème rang des émissions de l’UE à 27 pays, et bien en-dessous de la moyenne des émissions de l’UE à 15 pays. L’évolution du bilan français global d’émissions de GES est encourageante : de 1990 à 2011, la France a réduit de 13 % ses émissions totales.

L’origine des émissions de GES en France La combustion d’énergie constitue en France la principale source des émissions de GES : elle représente 71 % des émissions totales de GES en 2010. C’est en particulier la combustion de produits pétroliers dans le secteur des transports qui dégage le plus de GES.

Les bonnes performances de la France en matière de lutte contre le changement climatique s’expliquent principalement par des émissions de CO2 relativement limitées dans le secteur de la production électrique. En effet, le contenu carbone lié à la production d’un kWh est très faible en France, comparé aux autres pays européens (près de 4 fois moins de CO2 par kWh produit en 2010 par rapport à l’UE 27). Cela s’explique par le choix français d’orienter son mix de production électrique vers des énergies peu carbonées, comme l’hydroélectricité, les énergies renouvelables et le nucléaire.

Paradoxalement, ce sont les bonnes performances de sa production électrique qui rendent plus difficile l’atteinte, par la France, de son objectif de réduction des GES. Elle ne dispose en effet pas des marges de progrès dont disposent les Etats voisins dont la production électrique est très carbonée.

La bonnE pErFormancE dE La FrancE En matièrE dE LuttE contrE LE chanGEmEnt cLimatiquE

(1) Hors utilisation des terres, leur changement et la forêt (UTCF).

RépaRtitiOn dES émiSSiOnS dE GES LiéES à La COmbuStiOn d’énERGiE paR ORiGinE SECtORiELLE, En fRanCE En 2010

12ÈmE partiE ÉtudES Et anaLySES dÉtaiLLÉES

FICHE

LES ENJEUX CLIMATIQUES

L’Électricité, c’est l’avenir !

Les émissions de dioxyde de carbone (co2)Etant donné que la très grande majorité des émissions de GES sont liées aux émissions de CO2, il est indispensable de s’intéresser plus spécifiquement aux origines de ces émissions et à la position de la France par rapport aux émissions mondiales.

En regardant la contribution des pays dans les émissions de CO2, il apparaît que la Chine est le 1er émetteur de CO2 au monde, avec un quart des émissions mondiales en 2011, suivie de près par les Etats-Unis. L’Union européenne est quant à elle responsable de 11 % des émissions mondiales, et la France d’environ 1 %.

En termes d’émissions de CO2 par habitant, la France se situe au 4ème rang des pays de l’OCDE les moins émetteurs en 2010, derrière le Portugal, la Suède et la Hongrie, selon l’Agence Internationale de l’Energie. Bien que les émissions par habitant de la France soient supérieures à la moyenne mondiale, les performances climatiques françaises sont meilleures que celles de la très grande majorité des pays développés.

Enfin, la position de la France en termes d’intensité carbone du PIB, exprimée en volume CO2 par unité de PIB produite, est également très satisfaisante, comparée à celle des grands pays développés.

La bonnE pErFormancE dE La FrancE En matièrE dE LuttE contrE LE chanGEmEnt cLimatiquE

ORiGinE GéOGRapHiQuE dES émiSSiOnS mOndiaLES dE CO2 En 2011

émiSSiOnS dE CO2 paR Habitant En 2010, En tCO2/Habitant

intEnSité CO2 du pib En 2011

ORiGinE dES émiSSiOnS dE CO2 En EuROpE, En % dES émiSSiOnS mOndiaLES, En 2011

Depuis que les scientifiques du GIEC ont démontré le rôle de l’activité humaine sur le réchauffement de la planète, propos complétés par le rapport Stern dénonçant le coût de l’inaction, la France s’est fixée un objectif de division de ses gaz à effet de serre par quatre d’ici à 2050, par rapport au volume des émissions de l’année 1990 (1). Cet objectif est supérieur aux objectifs internationaux (2), mais il est justifié par le principe de responsabilité commune mais différenciée inscrit dans la Convention Cadre des Nations Unies sur les Changements Climatiques (CCNUCC). Certains pays doivent montrer la voie eu égard à leur passif en termes d’émissions et leur niveau de développement avancé.

Atteindre une division par 4 des émissions de GES de la France en 2050 signifierait concrètement de réduire le niveau d’émissions de GES de 419 Mt CO2éq par rapport au niveau des émissions GES de 1990.

Les GES sont émis par divers secteurs d’activité. La combustion d’énergie (qui intègre le chauffage et les transports) émet essentiellement du CO2, tandis que l’agriculture émet du méthane (en particulier l’élevage) et du protoxyde d’azote (lié aux engrais). Les gaz fluorés sont émis en faible quantité pour des usages industriels spécifiques, mais leur pouvoir de réchauffement global est jusqu’à 20 000 fois supérieur à celui du CO2.

Ce sont cependant les émissions de CO2 issues de la combustion de l’énergie qui représentent la majorité des GES (71%). Elles proviennent en grande partie de la combustion d’énergies fossiles, en particulier le pétrole et le gaz, qui concentrent à eux seuls 86 % des émissions de GES du secteur de l’énergie :

L’objEctiF « FactEur 4 »

Au total, la somme des transferts d’usages, de l’efficacité énergétique, de l’intégration du biogaz, du développement du stockage, et des actions sur les autres secteurs émetteurs de GES permettraient d’atteindre un niveau d’émission de 255 MtCO2eq dans un scénario de consommation « progrès technique accru », et de 185 MtCO2eq dans un scénario « progrès technique extrême ». L’objectif de 140 Mt fixé par le « Facteur 4 » n’est donc atteint dans aucun de ces scénarios.

Il est possible que des évolutions technologiques fortes permettent d’abaisser encore ce niveau et que la conjonction de ces évolutions et des changements de comportement qui ont été évoqués permettent de se rapprocher encore davantage de la cible « Facteur 4 ».

Toutefois, l’atteinte de cet objectif suppose des ruptures technologiques majeures, sur lesquelles pèsent encore aujourd’hui de très fortes incertitudes.

(1) Objectif législatif inscrit dans la « loi de programme fixant les orientations de la politique énergétique ».

(2) Facteur 2 proposé par le GIEC.

ORiGinE dES émiSSiOnS dE GES, En fRanCE En 2010

RéduCtiOnS pOtEntiELLES dE GES danS LES autRES SECtEuRS QuE L’énERGiE


FICHE



Ce type de combustion est utilisé dans de nombreux secteurs : pour le transport, le chauffage, la production d’électricité ou encore dans l’industrie :

Les transports expliquent plus du tiers de ces émissions. La deuxième source est le secteur résidentiel-tertiaire (principalement en raison d’une utilisation d’énergie carbonée pour le chauffage), qui représente le quart des émissions de GES issues de la combustion d’énergie en 2010.

Les solutions pour la France La production d’électricité étant d’ores et déjà très peu carbonée en France, il y a peu de gain à attendre de ce secteur. C’est une différence importante avec d’autres pays européens comme l’Allemagne qui peuvent s’efforcer de diminuer les émissions CO2 de leur mix électrique en ayant recours à des moyens de production moins carbonés. Dans le cas français, les moyens de réduire les GES issus de la combustion de l’énergie sont, en l’état actuel des technologies, peu nombreux :

• L’efficacité énergétique : la diminution de la consommation d’énergie réduit mécaniquement les émissions de gaz polluants ;

• Les transferts d’usages entre énergies, qui permettent de diminuer l’intensité carbone de la consommation d’énergie dans l’économie ;

• L’utilisation de nouveaux procédés énergétiques tels que le biogaz par méthanisation (3) : il s’agirait de substituer les énergies fossiles par des énergies décarbonées pour la satisfaction des mêmes usages, comme l’utilisation de biogaz obtenu par méthanisation pour le transport routier ;

• Enfin la réduction du contenu CO2 de l’électricité, à travers le tryptique « EnR – Nucléaire – Stockage ».

Au sujet de l’efficacité énergétique et des transferts d’usages, l’UFE a réalisé une étude approfondie chiffrant à 118 MtCO2éq la réduction des émissions de GES possibles à horizon 2050 par rapport à 2011, dans le scénario « progrès technique extrême ».

Concernant le biogaz, GrDF estime dans son «Scénario Facteur 4» (4) que 73% de l’offre de gaz pourra être renouvelable à horizon 2050, réduisant de manière proportionnelle les émissions de GES liées à la consommation de gaz.

Concernant l’électricité, le développement de moyens de stockage permettrait de limiter le recours aux moyens de production thermiques fossiles, en stockant de l’électricité produite en base à partir des moyens décarbonés. Dans le cas extrême où le mix de production électrique serait exclusivement composé de moyens de production renouvelables (dont hydraulique) et nucléaires, alors le contenu GES de l’électricité serait nul. Cette hypothèse permettrait de réduire les émissions de 55 MtCO2eq.

La combinaison de ces différentes mesures ne permet toutefois pas d’atteindre la cible d’émissions de GES fixée par l’objectif « Facteur 4 » à 2050 : il resterait en effet encore 121 Mt de CO2 de trop pour atteindre la cible « Facteur 4 ». Des actions ciblées sur les secteurs autres que la combustion d’énergie sont donc indispensables pour atteindre cet objectif.

Les réductions de GES dans les autres secteursL’agriculture et les procédés industriels sont les secteurs les plus émetteurs de GES parmi les secteurs hors combustion de l’énergie. L’ADEME (5) a réalisé des estimations de l’évolution des émissions de GES dans les processus industriels, l’utilisation des solvants, l’agriculture et les déchets. Ces estimations n’intègrent pas d’éventuelles ruptures technologiques ; elles considèrent en revanche comme possibles, voire acquis, des changements de comportements des consommateurs (6) et des systèmes de production (7). Elles constituent donc une hypothèse haute des gains pouvant être obtenus par des actions dans les secteurs hors énergie.

Selon l’ADEME, ces actions permettraient de réduire de 77 MtCO2eq les émissions GES des autres secteurs.

L’objEctiF « FactEur 4 »

RépaRtitiOn dES émiSSiOnS dE GES LiéES à La COmbuStiOn d’énERGiE, paR ORiGinE SECtORiELLE, En fRanCE En 2010

impaCt dE La déCaRbOnatiOn du GaZ, dE L’éLECtRiCité Et dES EffORtS SuR LES autRES SECtEuRS émEttEuRS dE GES

(3) Il s’agit de la fermentation de matières organiques en l’absence d’oxygène.

(4) Scénario Facteur 4, GrDF, Avril 2013.

(5) Contribution de l’ADEME à l’élaboration de visions énergétiques 2030 -2050, ADEME, 2012.

(6) Par exemple, l’évolution du régime alimentaire, qui consisterait en un moindre apport calorique par jour et par personne à long terme.

(7) Par exemple, la modification des systèmes de production agricoles.

Mt CO2éq

L’objectif du « Facteur 4 » sur les émissions de GES est souvent associé à un « Facteur 2 » sur la consommation d’énergie. Cette association des concepts nous vient d’Outre-Rhin. L’Allemagne a en effet choisi de transposer l’objectif climatique à un objectif énergétique, en considérant qu’une division par quatre de ses émissions de GES pourrait être atteinte par le biais d’une division par deux de sa consommation d’énergie primaire d’ici 2050 par rapport à son niveau de 2008 (de 3990 TWh à 1995 TWh), soit une diminution de 40 % (1) environ de sa consommation d’énergie finale (2).

Il n’est cependant pas du tout certain que cette transposition des objectifs puisse s’appliquer à la France. La demande d’énergie n’évolue en effet pas de la même façon de part et d’autre du Rhin, et cela pour des raisons qui découlent d’abord de la divergence des évolutions démographiques entre les deux pays : d’ici 2050, la population française devrait croître d’environ 0,3% par an (soit un gain de 7 millions de personnes) ; celle de l’Allemagne décroître de 0,4 % par an (soit une baisse de 11 millions de personnes).

Toutes choses égales par ailleurs, la consommation d’énergie de l’Allemagne devrait donc tendanciellement diminuer quand elle devrait s’accroître en France, indépendamment de toutes les politiques menées.

LES objEctiFS « FactEur 4 » Sur LES Gaz à EFFEt dE SErrE / « FactEur 2 » Sur La dEmandE d’ÉnErGiE

(1) Estimation du ministère de l’Economie allemand.

(2) La différence entre énergie primaire et énergie finale s’explique par le rendement énergétique entre disponibilité d’une ressource énergétique dans son état brut et utilisation de cette ressource pour un usage énergétique final.

COmpaRaiSOn dES pROjECtiOnS démOGRapHiQuES fRançaiSE Et aLLEmandE


FICHE



L’objectif du « Facteur 2 » sur la demande d’énergie en énergie primaire peut donc être réalisable dans un pays comme l’Allemagne, combinant déclin démographique et ralentissement de la croissance économique à long terme. Mais concernant la France, les évolutions structurelles à prendre en compte à long terme sont tellement éloignées de celles de l’Allemagne que la corrélation entre ces deux objectifs ne semble ni pertinente ni atteignable en France.

En effet, même si l’efficacité énergétique se renforçait en France dans les années à venir, notre pays restera confronté à une hausse mécanique de sa demande d’énergie. Atteindre le « Facteur 2 » dans ces conditions supposerait donc des changements structurels et comportementaux en profondeur, dont certains pourraient avoir des conséquences sociales non négligeables. Il faudrait en particulier inverser les tendances structurelles sur l’habitat, sur l’urbanisme, sur les déplacements : baisse de la température de chauffage des logements, réorganisation des agglomérations et des modes de vie, ou encore contraintes sur l’utilisation de véhicules individuels.

un objectif de réduction de la consommation non nécessaire pour le cas françaisLe « Facteur 4 » sur les émissions de GES peut être atteint en France en 2050 si la politique énergétique influence à la fois la demande et l’offre d’énergie, grâce à une évolution vers un mix énergétique moins émetteur de CO2 qu’aujourd’hui. Il serait donc possible pour la France de s’approcher au maximum de la cible du « Facteur 4 » en modifiant en profondeur la structure de sa consommation d’énergie finale, grâce à la mise en place de politiques de transferts d’usages ambitieuses. Partant du constat des projections démographiques et de consommations d’énergie divergentes entre la France et l’Allemagne, il importe donc pour la France d’agir non seulement sur le volume d’énergie consommée, mais aussi sur la structure de la consommation.

Toutefois, cette modification des usages d’énergie nécessite des investissements colossaux pour la France, notamment en infrastructures de transport. Or, dans la période actuelle d’endettement public important et de croissance économique atone, l’exécution de ces investissements est compromise. En outre, la maturité des technologies propres et alternatives aux produits pétroliers dans les transports est aujourd’hui encore balbutiante. Les efforts en Recherche & Développement doivent donc être soutenus pour permettre de réduire efficacement ces coûts et de favoriser l’émergence de nouvelles technologies propres. Par ailleurs, le développement de moyens de stockage de l’électricité constituerait une innovation majeure permettant de faciliter encore davantage le déploiement des véhicules électriques à long terme.

pROjECtiOn dE La COnSOmmatiOn finaLE d’énERGiE, En fRanCE Et En aLLEmaGnE

LES objEctiFS « FactEur 4 » Sur LES Gaz à EFFEt dE SErrE / « FactEur 2 » Sur La dEmandE d’ÉnErGiE

2008

Afin de limiter le réchauffement climatique induit par les activités humaines, l’Union Européenne s’est fixée 3 objectifs majeurs, définis dans le Paquet législatif Climat Energie, adopté en 2008 :

• Réduire d’au moins 20 % les émissions de gaz à effet de serre (GES) d’ici 2020 par rapport aux niveaux de 1990 ;

• Porter, d’ici à 2020, à 20 % la part des énergies renouvelables dans la consommation finale d’énergie ;

• Réaliser 20 % d’économies d’énergie en 2020, par rapport à un scénario tendanciel (objectif non contraignant).

La transposition au niveau français de ces objectifs a été déclinée comme suit :

ObjECtIFS dE L’UE « 3x20 »ObjECtIFS déCLInéS

POUr LA FrAnCE

Gaz à effet de serre (GES)-20 % d’émissions de GES en 2020

par rapport à 1990 (= -14 % par rapport à 2005)

-21 % d’émissions par rapport à 2005 pour les secteurs soumis à ETS (1)

-14 % d’émissions par rapport à 1990 pour les autres secteurs (hors ETS)

Energies renouvelables (EnR)20 % d’EnR dans la consommation finale

d’énergie en 202023 % d’EnR dans la consommation finale

d’énergie en France en 2020

Efficacité énergétique 20 % d’économies d’énergie en 202020 % d’économies d’énergie en 2020

(soit une consommation finale de 1500 TWh en 2020)

des dysfonctionnements et des incohérences majeursL’Europe a probablement sous-estimé la difficulté intrinsèque qu’il y avait à atteindre les trois objectifs qui avaient été fixés pour l’horizon 2020 en matière de CO2, d’énergies renouvelables et d’efficacité énergétique.

Cette difficulté a été aggravée par les dysfonctionnements causés par le manque de cohérence et de convergence dans leur mise en œuvre entre :

• La mise en place des « 3x20 » (20% d’efficacité énergétique, 20% de réduction des émissions de CO2, 20% d’énergies renouvelables) ;

• Le Système européen d’échange de quotas d’émissions de CO2 ;

• La construction du Marché unique de l’énergie.

Divers effets contreproductifs d’une politique sur l’autre peuvent en effet être constatés.

L’incohÉrEncE dES objEctiFS Et dES poLitiquES cLimatiquES EuropÉEnS

(1) Le Paquet Energie-Climat a confirmé l’objectif de réduction de 20 % des émissions de CO2 de l’Europe à l’horizon 2020 à travers deux outils : un système d’échanges de quotas d’émissions de CO2 pour certains secteurs (industrie, électricité notamment) appelé ETS « Emission Trading System », et un objectif de réduction globale pour d’autres secteurs (transports, bâtiment…).


FICHE

LES PROBLEMATIQUES ENERGETIQUESEUROPEENNES


Les mesures d’efficacité énergétique et le développement des EnR électriques ont engendré une baisse des émissions de CO2 qui n’a pas été suffisamment prise en compte dans la définition initiale de l’objectif « -20 % CO2 » du Paquet Energie-Climat.

Cela, dans le contexte de crise économique mondial, a eu un effet dépressif sur le prix du CO2, ce qui a accru la compétitivité des centrales thermiques au charbon et au lignite par rapport aux centrales à cycle combiné gaz, pourtant plus performantes en termes d’émissions de CO2.

Ce phénomène, aggravé par la crise économique et par la baisse de la consommation d’électricité, a entrainé un excédent de quotas sur le marché carbone, et une chute du prix du CO2 (entre 3 et 5 € la tonne).

recentrer la politique sur l’objectif de réduction des émissions de co2Les constats précédents amènent donc de plus en plus d’acteurs et de pays à demander plus de cohérence entre les politiques énergétiques et climatiques en se recentrant sur l’objectif et le critère du CO2.

La baisse du prix du CO2 a rendu inopérante toute incitation à investir dans des technologies bas carbone.

Or, pour être efficace, le mécanisme ETS doit adresser aux industriels un niveau suffisant d’incitation pour investir dans des actifs peu, ou pas, carbonés.

De surcroît, cette incitation doit s’inscrire dans la durée car les investissements dans le secteur électrique relèvent de choix de long terme.

L’absence d’objectif contraignant de réduction des émissions de CO2 pour l’après 2020 a accentué cette situation en contribuant au manque de visibilité des acteurs sur un signal prix CO2 de long terme. Dans ce contexte déprécié, le marché européen du carbone n’a pas réussi à s’adapter aux évolutions de la situation conjoncturelle, et ne joue pas son rôle attendu d’orientation des investissements pour la transition vers une économie bas carbone.

Il paraît aujourd’hui nécessaire de relancer le mécanisme et, pour cela, de remettre en cohérence les politiques européennes de l’énergie et du climat. C’est cette mise en cohérence qui permettra de réenclencher un cercle vertueux centré sur un objectif unique : la lutte contre le changement climatique et donc la diminution des émissions de gaz à effet de serre.

L’incohÉrEncE dES objEctiFS Et dES poLitiquES cLimatiquES EuropÉEnS

évOLutiOn du pRiX dE La tOnnE dE CaRbOnE dEpuiS 2005

La transition énergétique à la française n’est pas un concept universel. Si nombre de pays de l’Union Européenne se sont engagés dans la mutation de leur système énergétique, tous emploient, pour désigner ces évolutions, un vocable qui leur est propre avec, derrière, des objectifs et des moyens différents. L’Energiewende allemande, la Sostenibilidad Energetica espagnole ou encore le Climate Change Bill britannique sont donc des initiatives singulières.

Il importe de les analyser pour comprendre leurs atouts et leurs faiblesses au regard de la décarbonation efficace.

Il importe également d’évaluer leurs impacts sur le système électrique européen et sur le fonctionnement des marchés.

Le tournant allemand : les conséquences d’une décision soudaine et unilatéralement adoptéeLe « virage énergétique » allemand est particulièrement éclairant. Celui-ci, qui doit se traduire par une sortie définitive du nucléaire en 2022, s’accompagne pour l’heure d’une spectaculaire montée en puissance de la part des EnR dans le mix électrique. Cet afflux d’électricité verte, fatale, et intermittente, sans lien avec l’évolution de la demande, perturbe les systèmes électriques des pays interconnectés. En particulier, la rentabilité des centrales à cycle combiné gaz (CCG) est remise en question par la diminution de leur nombre d’heures de fonctionnement. En France, les centrales nucléaires doivent moduler leur production pour équilibrer les flux de puissance transitant sur le réseau. Aux frontières polonaise et tchèque, les gestionnaires de réseaux observent d’importants transits de puissance non contrôlés (flux de bouclage), qui sont occasionnés par les congestions du réseau allemand.

Ces perturbations sont d’autant plus dommageables que les résultats environnementaux de la transition énergétique allemande sont encore incertains. Certes, la production d’énergie électrique d’origine renouvelable y a fortement crû ces dernières années (23% de l’électricité produite en 2012). Mais, dans le même temps, la production d’origine fossile a elle aussi augmenté (+15 TWh entre 2010 et 2012). Si bien que le kWh allemand reste, à ce jour, l’un des plus carbonés d’Europe et l’économie allemande l’une des plus émettrices de CO2 (728 millions de tonnes en 2012).

LES tranSitionS ÉnErGÉtiquES EuropÉEnnES


FICHE



Le paradoxe climatique danoisPlus encore que l’Allemagne, le Danemark illustre le paradoxe selon lequel une pénétration importante des EnR dans le mix électrique ne s’accompagne pas systématiquement de bonnes performances climatiques. En effet, grâce au choix précoce qui fut fait de recourir massivement à l’énergie éolienne, le Danemark produit aujourd’hui 40% de son électricité à partir d’EnR. Pourtant, avec 369 grammes de CO2 par kWh, l’électricité danoise figure parmi les moins sobres en carbone d’Europe: la faute à la place toujours prépondérante qu’occupent le charbon et le gaz dans la production d’électricité (56% de l’électricité produite), utilisés pour pallier l’intermittence des moyens de production renouvelables.

Les leçons de l’impasse espagnoleA côté des expériences allemandes et danoises, le cas de l’Espagne illustre un autre principe fondamental : toute transformation de l’industrie électrique engendre des coûts qui doivent être adéquatement financés, sous peine de compromettre la pérennité du système. Ainsi, les sérieuses difficultés financières des opérateurs électriques espagnols sont-elles directement imputables au refus politique prolongé de faire supporter aux consommateurs finaux le coût des mesures de soutien aux EnR. Prenant conscience du caractère non soutenable de la situation de déficit tarifaire (4,5 Md€ en 2012) qui prévalait jusqu’alors, et désireux de solder la dette due aux principaux producteurs (26 Md€ en 2012), l’Etat espagnol a engagé une série de réformes de son secteur électrique. Toutefois, le caractère tardif de la réponse des pouvoirs publics et la dégradation de la conjoncture économique espagnole ont rendu ces réformes particulièrement lourdes pour les ménages et le secteur privé.

Le choix britannique : le recours au marché pour décarboner la production électriqueLe Royaume-Uni, enfin, se distingue par la mise en place d’un cadre réglementaire atypique et la poursuite d’un objectif prioritaire clairement identifié : la réduction des émissions de GES de l’économie britannique. Pour ce faire, le Gouvernement entend mettre en place un prix plancher du carbone et des instruments de marché visant à soutenir toutes les productions d’électricité décarbonées (EnR et nucléaire): les contracts for differences. En outre, afin de garantir la sécurité d’approvisionnement, la loi prévoit la mise en place d’un marché de capacité fonctionnant sur le principe d’enchères centralisées.

LES tranSitionS ÉnErGÉtiquES EuropÉEnnES

La transition énergétique menée actuellement en Allemagne est citée par certains comme modèle pour la France à l’heure où celle-ci engage sa réflexion sur sa politique énergétique de long terme. Toutefois, les situations initiales des deux pays, tant économiques qu’énergétiques, sont nettement contrastées. Il est donc important de rappeler les différences entre les deux pays, qui empêchent une transposition pure et simple des politiques énergétiques.

L’émergence d’une coopération bilatérale franco-allemande en matière d’énergieA la suite de l’accident de Fukushima en mars 2011, le gouvernement allemand a pris la décision d’abandonner son récent plan de prolongation du parc nucléaire, ce qui s’est traduit par l’adoption dès le mois de mai 2011 de l’Energiewende, ou « Tournant Energétique ». Cette décision prise unilatéralement n’a pas suscité d’appel à la coopération ni avec la France, ni avec aucun autre Etat.

Toutefois, deux ans plus tard, le 11 juin 2013, lors du congrès annuel de BDEW (1), la Chancelière allemande Angela Merkel reconnaissait « que l’état actuel de l’Energiewende se caractérisait par une évolution profonde mais aussi par une forte insécurité». Cette prise de conscience s’observe aussi au travers des déclarations (2) du Ministre fédéral de l’Environnement allemand, Peter Altmaier, prônant un renforcement de la coopération énergétique entre la France et l’Allemagne.

La définition d’objectifs communs entre la France et l’Allemagne est-elle pertinente au vu des différences structurelles entre les deux pays et des perspectives d’évolution divergentes ?

comparaiSon dES poLitiquES ÉnErGÉtiquES dE La FrancE Et dE L’aLLEmaGnE

Les effets des mesures récentes de la politique énergétique allemande Entrée en vigueur en 2000, puis modifiée en 2004 et 2009, l’application de l’EEG (6) (« loi sur la promotion des énergies renouvelables » allemande) a induit des modifications majeures du système électrique allemand et, de fait, a également eu des répercussions sur le fonctionnement du marché européen:

• Le coût de l’électricité a nettement augmenté en Allemagne, en raison de la part liée au soutien des EnR, répercuté sur la facture électrique des ménages ; le prix TTC pour les ménages est le double du prix en France. Il est également très élevé pour la petite industrie.

• L’éloignement entre les nouveaux moyens de production électrique installés (principalement dans le Nord de l’Allemagne) et les principaux centres de consommation (plutôt concentrés dans le Sud et dans la Ruhr, à l’Ouest). L’Allemagne est confrontée à un besoin d’un important développement de son réseau de transport d’électricité, et ce, à horizon de temps très court ; les 60 Md€ nécessaires pour adapter les réseaux sur les dix prochaines années risquent de peser sur les prix aux consommateurs finaux.

• Une surcapacité des moyens de production, qui se sont développés sans lien avec l’évolution de la demande. Ce suréquipement a eu un effet baissier important sur les prix de gros de l’électricité qui a modifié l’économie et le profil de fonctionnement des autres actifs de production, en particulier les centrales à cycle combiné gaz.

• Les émissions de CO2 repartent à la hausse en 2012 et 2013, du fait du recours accru au charbon et au lignite. De 2000, engagement de la sortie de nucléaire, à 2022, sortie effective, le développement des EnR devrait compenser ce retrait et laisser le recours au fossile à peu près inchangé. Il en ira de même des émissions de CO2.

En résuméLa mise en place d’une coopération franco-allemande sur les questions énergétiques est une initiative à encourager si elle permet à chacune des parties de s’enrichir de l’expérience et de l’expertise de l’autre. En particulier, un effort commun de R&D pour préparer les technologies du futur (EnR, stockage, smart grids, …) et renforcer les positions européennes face à la concurrence mondiale a un sens évident.

Il est toutefois impératif de garder à l’esprit les différences structurelles qui existent entre les deux pays, et qui ne feront que s’accentuer au cours des prochaines décennies d’après les projections des organismes statistiques des deux pays. L’évolution de la démographie demeure en particulier l’élément-clé qui distingue l’évolution de la consommation d’énergie en France et en Allemagne.

(1) Equivalent allemand de l’UFE

(2) Déclaration du 7 février 2013 du Ministre fédéral de l’Environnement d’Allemagne et de la Ministre française de l’Écologie, sur la coopération énergétique entre les deux pays.(6) Erneuerbare-Energien-Gesetz.


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• Cela entraîne des conséquences majeures sur le taux de croissance potentielle (5) des deux pays. Celle-ci s’établirait à 1,5 % / an pour la France, contre 0,8 % / an pour l’Allemagne. Si ces taux de croissance étaient effectivement observés par les deux pays, alors le PIB français s’élèverait à 3 400 Mds€ en 2050, contre 3 300 Mds€ en 2050 pour le PIB allemand.

• Cela signifie une évolution de la consommation d’énergie à long terme nettement contrastée entre les deux pays. En effet, la croissance française du PIB, dynamisée par l’augmentation de la population, conduirait l’économie française à consommer davantage d’énergie que l’économie allemande, toutes choses égales par ailleurs.

Ainsi, deux trajectoires divergentes de consommation finale d’énergie se dessinent entre les deux pays à horizon 2050 : alors que la consommation d’énergie de l’Allemagne devrait tendanciellement diminuer de 11 % au total sur la période 2010-2050, la consommation de la France serait dans la situation inverse (+20%).

des situations économique et énergétique contrastéesLe tableau ci-dessous permet de comparer différents paramètres structurels essentiels entre la France et l’Allemagne :

Chiffres relatifs à l’année 1991 à défaut de données disponibles en 1990.

Sources : Insee, SoeS, Citepa, Destatis, Eurostat.

On constate que la situation actuelle est déjà nettement contrastée entre les deux pays :

• le PIb français a augmenté de 36% en France sur la période 1991-2011, contre 31% en Allemagne ;

• l’évolution démographique est beaucoup plus dynamique en France (+15% de 1990 à 2011) qu’en Allemagne, où la population a quasiment stagné sur la même période (+2%).

• les gains de productivité du travail ont nettement ralenti en Allemagne de 1990 à 2011, passant de 3,5% à 1,6 % en 2011, soit un rythme proche de ceux de la France (1,3% en 2011) ;

• la consommation d’énergie finale par habitant est moindre en France qu’en Allemagne, mais l’intensité énergétique, c’est-à-dire la quantité d’énergie finale nécessaire pour produire un millier d’euros de PIB, est légèrement plus faible en Allemagne qu’en France ;

• les émissions de GES de la France représentent la moitié de celles de l’Allemagne en 2011, ce qui se traduit également par un niveau beaucoup plus faible d’émissions de GES par habitant pour la France.

Dans une vision prospective, les différences structurelles entre les deux pays auront tendance à s’amplifier :

• concernant la démographie, les projections d’évolution de la population réalisées par les instituts nationaux de statistiques des deux pays montrent un creusement de la divergence démographique entre la France et l’Allemagne :

D’après l’Insee (3) la population française atteindra plus de 72 millions d’individus en 2050, soit une croissance annuelle moyenne de la population de 0,3 %.

A l’inverse, d’après le ministère allemand de l’Economie, la population allemande devrait décroître annuellement de 0,4 %, passant ainsi de 80 (4) millions en 2010 à environ 71 millions d’habitants en 2050. La population française dépasserait ainsi la population allemande à la fin des années 2040.

La comparaiSon dES poLitiquES ÉnErGÉtiquES dE La FrancE Et dE L’aLLEmaGnE

(3) Selon le scénario central de projection de la population de l’Insee.

(4) La tendance pouvant d’ailleurs être amplifiée car des vérifications récentes ont conduit les autorités allemandes à réajuster en 2010 la population à 80,2 millions d’habitants, alors qu’elle avait été estimée au préalable à 82 millions.

(5) La croissance potentielle du PIB désigne le taux de croissance annuel pour lequel la situation économique d’un pays est à l’équilibre, aussi bien sur le marché du travail (résorption du chômage) que sur le marché des biens et services (disparition de l’inflation). Ce taux s’établirait à 1,5 % / an pour la France d’après la majorité des économistes, et à 0,8 %/an en Allemagne d’après le Ministère de l’Economie allemand.

COmpaRaiSOn dES pROjECtiOnS démOGRapHiQuES fRançaiSE Et aLLEmandE

FranCE aLLEmaGnE

1990 2011 % d’évolution 1990 2011 %

d’évolution

PIB (en volume chaîné, Mds d'euros) 1319 1800 36% 1873 2451 31%

Population (Millions d'habitants) 56,6 65 15% 79 80,4 2%

Gains de productivité du travail 1,9 1,3 -32% 3,5 1,6 -54%

Consommation totale d'énergie finale (Mtep) 140,7 155,6 11% 227,9 207 -9%

Consommation totale d'énergie finale par habitant (Mtep)

2,5 2,4 -4% 2,9 2,6 -11%

Intensité énergétique (kgtep par millier de PIB) 107 86 -19% 122 84 -31%

Émissions de GES (Mt CO2éq, hors UTCF) 559 486 -13% 1250 916 -27%

Émissions de GES par habitant (Mt CO2éq hors UTCF)

9,9 7,5 -24% 15,8 11,4 -28%

pROjECtiOn dE La CROiSSanCE pOtEntELLE du pib En fRanCE Et En aLLEmaGnE

Depuis la fin des années 2000, certains marchés de gros de l’électricité européens sont confrontés à des épisodes de prix négatifs. Dans ces situations, les vendeurs payent les acheteurs, ce qui constitue une situation de marché singulière.

Ces situations apparaissent en particulier en situation d’abondance de production d’origine renouvelable et de faible demande. De telles situations sont apparues tout d’abord en Allemagne, qui a déjà connu plus de 500 heures de prix négatifs.

Les cadres de soutien de la production renouvelable qui incitent les installations à fonctionner quelles que soient les conditions de marché sont à l’origine de l’apparition de plus en plus fréquente de ces situations de prix de marché négatifs, qui sont synonymes de destruction de valeur.

Ces situations sont appelées à se multiplier dans le futur, y compris en France, si l’architecture du soutien aux énergies renouvelables n’est pas reconsidérée pour permettre une meilleure intégration de leur fonctionnement dans le marché.

origines des situations de prix négatifsPour qu’un prix négatif apparaisse, deux conditions doivent être rassemblées : d’une part qu’il y ait des volumes offerts à des prix négatifs, et d’autre part que la demande adressée au marché soit inférieure à ces volumes.

Qu’est ce qui explique que des vendeurs offrent à des prix négatifs ?

Un producteur peut préférer payer pour écouler sa production plutôt que d’arrêter une usine de production. En effet, l’arrêt de certains moyens de production thermiques pour quelques heures étant onéreux du fait de leurs contraintes techniques et économiques (coût de démarrage, seuil technique de puissance minimum, durée minimale d’arrêt…), le producteur est prêt à produire en perdant de l’argent pendant quelques heures plutôt que d’arrêter son usine et d’en perdre encore plus. Cela se traduit par une offre à prix négatif sur tout ou partie de la période où le producteur souhaite éviter l’arrêt de son usine.

Des offres à prix négatifs peuvent également correspondre à des situations de production fatale qui ne peut pas être interrompue. C’est par exemple le cas d’une production hydraulique au fil de l’eau pour laquelle un déversement est exclu pour des raisons de sécurité en aval de l’usine.

Ces offres sont le reflet de coûts et de contraintes d’exploitation incontournables qui ne sont pas nouvelles, et l’apparition de prix négatifs dans ces conditions traduirait une réalité économique : il est coûteux ou impossible de diminuer la production.

C’est ce type de situation qui est intervenu en France le week-end du 15 et 16 juin 2013, où les prix ont atteint -200€/MWh (1) pendant plusieurs heures.

Des offres à prix négatif résultent également de la production bénéficiant de contrats, qui les incitent à produire de l’électricité quel que soit le prix du marché. Tel est le cas de la production renouvelable et de la cogénération bénéficiant d’une Obligation d’Achat avec un prix contractuel fixe.

Leur production de plus en plus importante se retrouve donc offerte sur le marché à des prix négatifs comme s’il était techniquement impossible ou économiquement non souhaitable d’interrompre leur fonctionnement, ce qui n’est pas le cas.

L’apparition de plus en plus fréquente de prix négatifs en Allemagne trouve là son origine.

Dans les situations de creux de demande (typiquement de nuit et de week-end), ces installations, qui pourraient être arrêtées ponctuellement sans frais, continuent donc de fonctionner, ce qui peut obliger à arrêter d’autres moyens de production dont l’arrêt sur une courte période est onéreux.

L’ordre de mérite économique se trouve ainsi bafoué, ce qui constitue un dysfonctionnement. Il en résulte des prix de marché négatifs synonymes dans ce cas d’inefficacité et de destruction de valeur.

L’apparition dE prix nÉGatiFS

(1) Source EPEX Spot.


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Ces situations apparaissent en dépit de la mobilisation de tous les leviers de marché disponibles pour écouler ces quantités offertes à prix négatifs : dans ces situations, la vente vers les marchés voisins sature les interconnexions et les moyens de stockage (pompage) sont pleinement mobilisés.

Il peut d’ailleurs en résulter une propagation des prix négatifs d’un pays vers ses voisins acheteurs, ce qui est déjà intervenu entre l’Allemagne et la France au cours de l’hiver dernier.

L’interruption ponctuelle de cette production, dont le coût variable est nul, serait plus économique que de provoquer des coûts d’arrêt-démarrage. Le prix de marché serait dans ce cas nul plutôt que d’être négatif, et de la destruction de valeur serait évitée.

Ces situations de prix négatifs sont appelées à se multiplier dans le futur si l’architecture du soutien aux énergies renouvelables n’est pas reconsidérée.

L’apparition dE prix nÉGatiFS

Lors de l’adoption du Paquet Energie-Climat en 2008, les prévisions du cours du quota de CO2 sur le marché ETS à l’horizon 2020 se situaient généralement entre 35 et 40 € / tCO2.

Or, aujourd’hui, le cours du quota atteint péniblement les 4 € et l’absence de réformes structurelles sur le marché ne laisse pas présager de rebond d’ici la fin de la période.

Pour l’UFE, cette situation s’explique par plusieurs facteurs :

• La crise économique récente, longue et sévère, a entraîné une baisse de l’activité, notamment dans les secteurs les plus électro-intensifs, et donc une baisse de la consommation d’électricité. Le marché du carbone a enregistré un excédent de quotas et une chute du prix du CO2, alors que le prix élevé de celui-ci devait être le signal moteur pour encourager les investissements en technologies bas carbone.

• Parallèlement, les mesures d’efficacité énergétique et le développement des EnR électriques (soutenus à travers les objectifs dits « 3x20 » du Paquet Energie-Climat) ont engendré une baisse supplémentaire des émissions de CO2, phénomène qui n’avait pas été suffisamment pris en compte dans la définition initiale de l’objectif -20 % de CO2.

• Enfin, l’absence d’objectif contraignant de réduction des émissions de CO2 pour l’après 2020 a accentué cette tendance et a contribué au manque de visibilité des acteurs sur un signal prix CO2 de long terme.

Dans ce contexte, le marché européen du carbone n’a pas pu s’adapter aux évolutions de la situation conjoncturelle. En effet, l’offre de quotas a été fixée au préalable, sans possibilité d’ajustement, tandis que la demande a continué à varier selon des facteurs exogènes (consommation d’énergie, croissance économique, évolution du mix de production d’énergie et développement des EnR, …).

LES dySFonctionnEmEntS du mÉcaniSmE EtS

(1) Source EPEX Spot.

évOLutiOn du pRiX dE La tOnnE du CaRbOnE dEpuiS 2005


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Ainsi, dans la situation actuelle, le système EtS ne joue pas son rôle, car le prix carbone qu’il révèle ne permet plus aujourd’hui de délivrer aux acteurs le signal nécessaire pour anticiper leurs investissements vers des technologies sobres en carbone, y compris les investissements dans les énergies renouvelables ou l’efficacité énergétique. Il incite au contraire à revenir vers des technologies très émettrices. C’est ainsi qu’on a vu, en 2012 et 2013, l’Allemagne et le Royaume-Uni accroître leurs importations de charbon destiné à la production d’électricité.

Or, le mécanisme EtS doit rester l’instrument clé de la transition vers une économie bas carbone. Il constitue en effet, dans son principe, un bon mécanisme pour accompagner la réduction des émissions de CO2, et faciliter la transition vers une économie bas carbone, au moindre coût. Au contraire, la coexistence de plusieurs objectifs, particulièrement s’ils sont contraignants, conduit à effectuer des investissements qui peuvent être très coûteux à la tonne d’émissions évitée : ces investissements en évincent de bien moins onéreux, que l’ETS aurait su encourager en l’absence d’interférence entre objectifs. L’ETS permet, par ailleurs, la formation d’un signal prix du carbone unifié en Europe, ce qui est fondamental pour réduire les coûts des émissions évitées.

Pour être efficace, le mécanisme EtS doit d’une part offrir un niveau suffisant d’incitation pour investir dans des actifs peu ou pas carbonés ; et d’autre part, assurer cette incitation dans la durée, car les investissements dans le secteur électrique relèvent de choix de long terme.

Le mécanisme doit donc être réajusté et renforcé par des mesures structurelles, venant en complément de la fixation d’un objectif climatique unique, contraignant et ambitieux à l’horizon 2030.

Dans ce cadre, il importe de mettre en œuvre deux types de mesures correctrices :

• Une mesure ponctuelle et rapidement opérationnelle de court terme : l’ajustement immédiat (backloading) de l’offre de quotas, indispensable pour restaurer rapidement la crédibilité du mécanisme ETS.

Au regard du fonctionnement actuel du marché ETS, il est nécessaire de prendre des mesures d’urgence. Aussi la proposition de réforme du mécanisme ETS adoptée en juillet 2013 par le Parlement Européen, visant à geler temporairement la mise sur le marché d’un volume de 900 millions de quotas, est positive car elle devrait permettre de raréfier l’offre de quotas disponibles sur le marché et contribuer à rétablir, sur le court terme, un prix carbone plus pertinent. Cet ajustement pourrait permettre à court terme d’éviter une nouvelle pression à la baisse sur les prix du carbone, voire une chute à zéro, qui remettrait sérieusement en cause l’existence même du système.

En revanche, cette mesure ponctuelle ne sera certainement pas suffisante et doit être complétée par une réforme plus profonde, afin d’assurer la stabilité et l’efficacité du mécanisme ETS à long terme.

• Une mesure de plus long terme : la gestion dynamique de l’offre de quotas, qui consisterait en l’ajustement, plus ou moins automatique, de l’offre de quotas en fonction de critères à définir.

Structurellement, le marché ETS repose sur une offre de quotas déterminée au préalable et qui demeure fixe sur l’ensemble de la période (pour la phase 3, jusqu’en 2020). En revanche, la demande varie plus rapidement et en fonction de plusieurs facteurs (les objectifs de réduction des émissions de CO2 assignés par voie réglementaire, les autres politiques publiques présentant des interactions avec la réduction des émissions de CO2, l’environnement macro-économique comme, par exemple, la crise économique).

Ces règles de fonctionnement du système ETS sont aujourd’hui trop rigides et devraient être adaptées afin de permettre un pilotage plus fin du système.

Il est donc nécessaire de s’orienter vers une gestion plus dynamique de l’offre, qui consisterait en l’ajustement, plus ou moins automatique, de cette offre en fonction de critères à définir.

De façon plus générale, il serait souhaitable, avant toute décision, d’évaluer son impact sur le marché, ainsi que sur le prix du carbone, et plus globalement au regard des objectifs assignés au système ETS. Il serait également nécessaire d’évaluer son effet sur le prix de l’électricité au niveau européen, tant sur le marché de gros que pour le consommateur final. Il serait en effet dépourvu de sens, au vu des enjeux climatiques, de mettre en péril la compétitivité des industries énergivores européennes et de les inciter à se délocaliser sur des continents où le CO2 peut être émis sans contrainte. Si nécessaire, des dispositifs ciblés et transitoires d’exemption doivent pouvoir être envisagés.

LES dySFonctionnEmEntS du mÉcaniSmE EtS

Le secteur de l’énergie européen est confronté depuis quelques années à des transformations importantes. L’éventail des facteurs de transformation est large puisqu’il englobe aussi bien la crise économique persistante, la révolution des gaz de schiste et l’accident nucléaire de Fukushima, que la libéralisation du marché européen et le soutien massif aux énergies renouvelables.

La conjonction de ces facteurs a entraîné un manque de visibilité et des incertitudes importantes dans un secteur dont les temps de développement sont très longs. Les subventions versées aux EnR ont accru la facture du consommateur mais poussé à la baisse les prix de gros de l’électricité et le nombre d’heures de fonctionnement des centrales électriques programmables, avec des conséquences lourdes sur leur rentabilité. Les cycles combinés gaz, récents et à haut rendement, sont de ce fait poussés hors marché, au profit du charbon ou du lignite, plus émetteurs de CO2. Plusieurs opérateurs européens sont conduits dans ces conditions à mettre sous cocon, voire à fermer de manière anticipée, certaines centrales au gaz naturel. Pourtant, ces dernières contribuent par leur flexibilité à pallier les intermittences de production. Dans l’immédiat, la conséquence de ces mutations s’illustre à travers la baisse des cours de bourse des utilities (1).

La mauvaise situation des utilities n’est pas sans conséquence sur le reste de l’économie, puisque la chute de la rentabilité des actifs et le manque de visibilité au niveau réglementaire ne permettent pas aux utilities d’investir, ce qui menace la capacité de l’Europe à adapter son système énergétique. Cette évolution n’est cependant pas inéluctable. Les utilities européennes peuvent reprendre le rôle de moteur de l’économie, pour peu que leur soient donnés des signaux, des incitations et un cadre réglementaire propres à engager l’Union Européenne dans la voie de la décarbonation efficace.

La Situation dES utiLitiES EuropÉEnnES

évOLutiOn dE La COtatiOn bOuRSièRE dES utiLitiES En fRanCE Et En aLLEmaGnE

(1) Le terme utilities est un terme anglais qui désigne les valeurs de services des collectivités comme la production et la distribution de l’eau, du gaz et de l’électricité.


FICHE



Les politiques européennes énergétiques et climatiques mises en place ces dernières années visaient la sécurisation de l’approvisionnement énergétique, la transition vers une économie bas carbone et la performance économique du secteur électrique à travers l’achèvement du marché unique de l’électricité.

Or, force est de constater que le secteur de l’électricité est aujourd’hui confronté à une situation difficile qui menace la compétitivité de ses entreprises et à terme la sécurité d’approvisionnement électrique de l’Union Européenne.

Les entreprises européennes du secteur de l’électricité partagent la nécessité urgente de prendre à bras le corps cette situation et ont déjà alerté les dirigeants de l’UE notamment via Eurelectric.

Les points de préoccupation relatifs à l’architecture du marché de l’électricité sont les suivants :

mieux assurer la stabilité et la visibilité du marchéDe manière générale, le manque de visibilité et de stabilité sur le cadre et les conditions de marché à moyen et long termes, pénalisent la prise de décision des investisseurs sur l’ensemble du secteur (actifs de production, réseaux de distribution et de transport, mesures d’efficacité énergétique).

Une plus grande stabilité et une meilleure visibilité à long terme sur le cadre réglementaire, sur l’équilibre offre/demande, sur la rémunération de la capacité, sur le prix du CO2, sur le développement des technologies renouvelables, sont nécessaires aux opérateurs pour assurer la construction et le maintien des moyens de production requis par l’approvisionnement compétitif de l’Europe et sa sécurité d’approvisionnement.

répondre aux enjeux de sécurité d’alimentation électriqueLe marché européen de l’énergie est confronté à un risque de pénurie de capacité pour faire face à la pointe.

La capacité installée doit en effet être suffisante pour répondre aux besoins de consommation, notamment pendant les vagues de froid, avec un critère de qualité conforme à celui souhaité par les pouvoirs publics. Or, dans un marché de l’électricité dit « energy only », il n’est pas possible de rentabiliser l’investissement dans des moyens de pointe qui ne seront appelés que très peu d’heures dans l’année, voire pas du tout certaines années. Les investissements nécessaires à la sécurité d’alimentation ne se réalisent donc pas spontanément.

amÉLiorEr L’architEcturE du marchÉ ÉLEctriquE EuropÉEn

améliorer les mécanismes de soutien aux renouvelables et à la cogénération Une fois installées, il importe que les capacités de production renouvelables comme celles des autres filières soutenues, telle que cogénération, fonctionnent le plus efficacement possible et ne perturbent pas l’efficacité du marché de gros.

Ce n’est pas le cas aujourd’hui, la majorité des dispositifs d’obligation d’achat incitent les moyens à fonctionner en continu quelles que soient les conditions du marché et de l’équilibre offre/demande.

L’ordre de mérite des moyens de production n’est dans ces conditions pas toujours respecté, ce qui est inefficient pour la collectivité.

Il en résulte également des situations d’excès d’offre avec des productions offertes « à tout prix » sur les marchés de gros qui ont pu entraîner des épisodes de prix négatifs.

Le cadre de soutien des énergies renouvelables doit donc évoluer afin que leur développement et leur fonctionnement s’intègre dans un fonctionnement normal du marché.

poursuivre l’intégration des marchés de l’énergieCes réformes viendront compléter la construction du marché intérieur. En s’ajoutant aux progrès déjà accomplis, notamment dans la gestion des capacités aux interconnexions et les couplages des marchés, elles contribueront à augmenter l’efficience du fonctionnement du marché intérieur.


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Contrairement à ce que l’on pourrait croire, cette situation n’est que très peu modifiée par la montée en puissance des EnR. L’introduction des EnR - intermittentes - contribue à l’approvisionnement en énergie mais ne concourt que très faiblement à la sécurité d’alimentation à la pointe. En effet, leur puissance produite dépend des conditions météorologiques : la production du photovoltaïque est nulle à la pointe hivernale de 19 heures où il fait nuit, et il est fréquent que la production éolienne soit faible faute de vent. De la capacité de production thermique en « back up » reste donc nécessaire.

L’architecture du marché doit donc être complétée par la mise en place d’une obligation et d’un marché de capacité pour compléter le marché de l’énergie afin d’apporter une réponse durable aux enjeux de sécurisation de l’alimentation en électricité.

Elle devra permettre de révéler la valeur de la capacité et d’orienter les choix vers les moyens les plus efficients pour assurer les besoins en puissance du système électrique (capacités de production ou effacements) nécessaires pour assurer la sécurité d’alimentation en électricité.

Éviter de créer des coûts échouésLe développement des EnR vise aujourd’hui à satisfaire un objectif contraignant (+20% dans l’UE d’ici 2020 ; 23% pour la France) et non à répondre à l’évolution de la demande d’électricité, rendue atone par la crise économique. Il est encouragé dans le cadre de dispositifs réglementés de soutien qui, généralement, ne font pas cas de la demande et des conditions de prix sur le marché de gros.

Ce rythme de développement soutenu des EnR a, avec d’autres facteurs (notamment la baisse de la demande du fait de la crise économique), engendré une situation de surcapacité dans certains États-membres (Allemagne, Espagne), ce qui a un effet baissier important sur les prix de gros de l’électricité.

Les moyens de production thermiques existants de semi-base ont dans ces conditions vu leur durée d’appel diminuer.

Dans le même temps, la baisse des prix du charbon suite au développement des gaz de schiste aux Etats-Unis d’une part, et la chute du prix du CO2 d’autre part, ont accru la compétitivité des centrales thermiques au charbon par rapport à celle des CCG.

Les cycles combinés gaz ont ainsi vu leur économie profondément modifiée : moins sollicités et moins bien rémunérés, ils ont vu leur rentabilité se dégrader fortement.

Plusieurs opérateurs européens sont conduits dans ces conditions à mettre sous cocon, voire à fermer de manière anticipée, certaines centrales au gaz naturel. Pourtant, ces dernières sont plus performantes en matière d’émissions de CO2 que les centrales thermiques au charbon et contribuent par leur flexibilité à pallier les intermittences de production.

Ces fermetures anticipées représentent des coûts échoués préjudiciables à la collectivité.

Une autre conséquence regrettable de cette situation de prix de l’électricité dépréciée est une absence d’incitation à consommer moins pour les consommateurs dont les factures suivent les prix de gros.

Il paraît dans ces conditions impératif de relier le développement de nouveaux actifs de production à l’évolution de la demande et aux besoins du système électrique.

évOLutiOnS COmpaRéES dE La COnSOmmatiOn Et dE La pROduCtiOn d’éLECtRiCité REnOuvELabLE danS L’uE a 27

ORdRE dE pRéSéanCE éCOnOmiQuE avEC dévELOppEmEnt mOdéRé dES EnR

ORdRE dE pRéSéanCE éCOnOmiQuE avEC dévELOppEmEnt nOn maîtRiSé dES EnR

amÉLiorEr L’architEcturE du marchÉ ÉLEctriquE EuropÉEn

En 2012, l’énergie finale totale consommée par le chauffage dans le secteur résidentiel-tertiaire représente 389 TWh, toutes énergies confondues. Par source d’énergie, l’utilisation de chauffage au gaz représente près de la moitié de la consommation d’énergie, suivie par les énergies renouvelables thermiques (chauffage au bois), le pétrole (utilisation du fioul domestique), et l’électricité.

En termes de proportion du nombre de logements chauffés par une énergie donnée, la répartition n’est toutefois pas équivalente :

Certes le chauffage au gaz, énergie la plus consommée pour le chauffage, est aussi le mode de chauffage le plus répandu dans les résidences principales en France, mais l’électricité, qui équipe le tiers des résidences principales, n’est que la quatrième énergie consommée pour le chauffage. Cela s’explique en grande partie par la différence de rendement entre les sources d’énergies pour le chauffage.

quELquES chiFFrES Sur LE chauFFaGE

RépaRtitiOn dE La COnSOmmatiOn d’énERGiE pOuR LE CHauffaGE danS LE SECtEuR RéSidEntiEL-tERtiaiRE, En fRanCE En 2012

RépaRtitiOn dES mOdES dE CHauffaGE danS LES RéSidEnCES pRinCipaLES, En 2009


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USAGES ET MAITRISE DE LA CONSOMMATION D’ENERGIE


On distingue généralement les modes de chauffage selon le type de logement, individuel ou collectif, la répartition des modes de chauffage n’étant pas similaire dans les deux cas :

Ces statistiques sont nationales et ne concernent que les résidences principales. Il s’agit donc de chiffres moyens qui ne distinguent pas les zones desservies en gaz de celles qui ne le sont pas. Sur les zones desservies en gaz, la part du gaz atteint 90 % sur le logement collectif et dépasse 60 % sur les maisons individuelles.

La problématique du chauffage électrique d’appointDepuis plusieurs d’années, un nouveau type de chauffage électrique s’est développé chez les ménages français, voire dans les locaux tertiaires : il s’agit du chauffage électrique d’appoint, qui permet de compenser les insuffisances du chauffage principal (utilisant de l’électricité, du gaz, fioul, ou bois) dans les logements mal isolés.

Toutefois, l’utilisation de ce type de chauffage n’est pas sans effet sur la consommation d’énergie : ces appareils sont particulièrement énergivores et souvent utilisés dans de mauvaises conditions. Leur utilisation est très concentrée aux heures de grand froid en période hivernale, et notamment en début de soirée, ce qui engendre un appel de puissance élevé pour le parc de production et le réseau électrique. Cet appel est l’une des causes de l’augmentation, d’année en année, de la puissance d’électricité appelée pendant les vagues de froid, le pic historique de consommation de 102,1 GW ayant été relevé en France le 8 février 2012 à 19 heures. Limiter l’expansion de l’utilisation de chauffages « sauvages », mal utilisés et peu efficaces, et les remplacer par des équipements électriques performants est donc indispensable pour maîtriser l’évolution de la pointe de consommation.

Cette thermosensibilité de la consommation d’électricité en France s’est élevée en moyenne, d’après RTE, à 40 % lors de la vague de froid de l’hiver 2012. Cela signifie que sur le total de la consommation d’électricité durant cette période, 40 % de cette consommation est liée aux températures extérieures.

quELquES chiFFrES Sur LE chauFFaGE

RépaRtitiOn dES LOGEmEntS COLLECtifS paR mOdE dE CHauffaGE, En 2009

RépaRtitiOn dES LOGEmEntS individuELS paR mOdE dE CHauffaGE, En 2009

Source : RTE, Bilan Electrique 2012

COnSOmmatiOn d’éLECtRiCité En HivER Et paRt tHERmOSEnSibLE

L’énergie consommée En 2011, 32 % de l’énergie finale totale consommée en France est le fait du secteur des transports.

La très grande part de l’énergie utilisée dans ce secteur provient des produits pétroliers, bien que l’on constate un déploiement des énergies renouvelables thermiques, principalement constituées de biocarburants, depuis la fin des années 2000.

Les modes de transportLe mode de transport représentant la plus grande part de la consommation d’énergie est le transport routier : il représente à lui seul, en 2011, 95 % de la consommation d’énergie des transports, part relativement stable dans le temps.

quELquES chiFFrES Sur LE tranSport

RépaRtitiOn dE La COnSOmmatiOn finaLE d’énERGiE paR SECtEuR, En fRanCE En 2011

déCOmpOSitiOn dE La COnSOmmatiOn d’énERGiE danS LE SECtEuR dES tRanSpORtS


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Au sein de ce mode de transport, on distingue le transport de marchandises du transport de voyageurs : en France, c’est le transport de voyageurs qui consomme le plus d’énergie (en moyenne 60% de la consommation des transports routiers).

Les émissions de gaz à effet de serreEn 2010, le secteur des transports est à l’origine de 25 % des émissions totales de gaz à effet de serre de la France. En lien avec la prédominance du transport routier dans la consommation d’énergie de ce secteur, c’est également ce mode de transports qui est en très grande partie responsable de ces émissions de GES (à 95 %) :

La mise en place de mesures cherchant à réduire l’empreinte carbone de la France devra donc en priorité agir sur ce secteur.

quELquES chiFFrES Sur LE tranSport

RépaRtitiOn dE La COnSOmmatiOn d’énERGiE paR mOdE dE tRanSpORt, En fRanCE

tRanSpORtS ROutiERS : COnSOmmatiOn dE pROduitS pétROLiERS, En mtEp

ORiGinE dES émiSSiOnS dE GES paR mOdE dE tRanSpORt, En fRanCE En 2010

La performance énergétique globale repose sur trois leviers essentiels et complémentaires :

• l’efficacité énergétique « passive » : la qualité intrinsèque du bâti à limiter les déperditions par une isolation performante ;

• l’efficacité énergétique « active » : l’utilisation de produits et systèmes performants permettant de consommer le juste nécessaire, au meilleur moment et sans réduction de confort ;

• le comportement des utilisateurs : les gestes éco-citoyens permettant de limiter les consommations.

Si les réglementations thermiques applicables aux constructions neuves en France permettent de traiter les deux premiers leviers, améliorer la performance énergétique globale du parc existant demeure plus complexe à appréhender (50% du parc immobilier date d’avant 1970). En effet, améliorer l’efficacité énergétique passive d’un logement existant conduit dans la plupart des cas à des rénovations lourdes touchant au bâti dont les retours sur investissement sont généralement longs. En complément d’actions d’efficacité énergétique passive rentables, l’amélioration de l’efficacité énergétique active est donc un outil idéal pour améliorer l’efficacité énergétique des bâtiments existants.

Un potentiel d’économies d’énergie considérable à portée de mainSelon le rapport portant sur le réchauffement climatique publié le 10 juin 2013 par l’Agence Internationale de l’Énergie (AIE), le déploiement de solutions d’efficacité énergétique active dans les bâtiments apparaît comme l’un des meilleurs leviers d’action pour la réduction des émissions de CO2.

L’étude « Merit order de la filière éco-électrique » réalisée en 2012 (1) démontre que le déploiement sur le parc immobilier français des solutions d’efficacité énergétique active, « représente à lui seul un potentiel d’économies d’énergie considérable de 16 Mtep par an, soit 75% de la consommation énergétique annuelle de l’Ile-de-France en 2010. Ce déploiement réduirait de 7,5% les émissions annuelles françaises de CO2, contribuant ainsi significativement à la réalisation des engagements de la France dans ce domaine. La réduction des consommations ainsi générée représenterait 20 Md€ d’économies annuelles, soit l’équivalent d’un tiers de la facture énergétique nationale. »

Des solutions simples à la portée de tousLes équipements de gestion d’efficacité énergétique active sont des produits et systèmes performants permettant de consommer le juste nécessaire, au meilleur moment et sans réduction de confort. Ils peuvent être installés en natif dans les installations neuves ou a posteriori dans l’existant, sans travaux lourds sur le bâti. De ce fait, ils ont souvent des retours sur investissement rapides.

L’EFFICACITÉ ÉNERGÉTIQUE ACTIVE

(1) Étude L’efficacité énergétique, levier de la transition énergétique : le merit order de la filière éco-électrique - http://www.ignes.fr/publications.aspx

132ÈME PARTIE ÉTUDES ET ANALYSES DÉTAILLÉES

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Exemples de solution :

1. Gestion du chauffage (thermostat et programmateur de chauffage)

Le chauffage dans le bâtiment résidentiel existant représente le premier poste de consommation, de l’ordre de 60% de la facture énergétique totale du bâtiment.

La régulation (régler la température autour d’une consigne donnée) et la programmation (ajuster la température de consigne en fonction des heures de la journée) sont indispensables à l’obtention de la performance énergétique. La mise en place de ces deux dispositifs induit une économie de l’ordre de 20% sur le poste chauffage, soit environ 10% sur l’ensemble des consommations du logement (2).

2. Comptage des consommations par usage et affichage associé

L’affichage des consommations génère des économies :

• Immédiates : de nombreuses études prouvent que le fait d’afficher les consommations par poste en temps réel induit une réduction des consommations de l’ordre de 10% (3);

• A long terme : la connaissance des consommations permet de déterminer avec précision les travaux à réaliser qui induiront le maximum d’économie.

En complément, les systèmes de mesure des consommations par usage, et leur affichage associé, permettent de connaître les véritables consommations par poste, et ainsi comprendre et agir en conséquence.

Des solutions qui s’inscrivent dans le smart gridEn complément des réductions de consommations précédemment citées, les solutions de gestion active de l’énergie s’inscrivent pour la plupart dans les réseaux smart grid aval compteur qui sont amenés à se déployer avec la généralisation des compteurs communicants (compteur LINKY notamment).

Ainsi, dans le respect du confort et du choix des utilisateurs, ces solutions permettent soit de décaler les consommations à des périodes où l’énergie est la moins onéreuse (décalage des usages, délestage…) afin de réduire la facture énergétique et de préserver le réseau de distribution, soit au contraire de consommer les énergies, et notamment celles d’origine renouvelable, en des périodes où la production est abondante, lorsque cela est économique pour le système électrique.

L’EFFICACITÉ ÉNERGÉTIQUE ACTIVE

(2) Rapport IGNES « Le « smart grid » au sein des logements : maîtrise de l’énergie et effacement de pointe » mai 2011 ; http://www.ignes.fr/publications.aspx.

(3) Rapport IGNES « Le « smart grid » au sein des logements : maîtrise de l’énergie et effacement de pointe » mai 2011 ; http://www.ignes.fr/publications.aspx.

Le dispositif des certificats d’économies d’énergie (CEE) a été créé par la loi de programmation fixant les orientations de la politique énergétique (loi POPE) du 13 juillet 2005. Il oblige les fournisseurs d’énergie à réaliser des économies d’énergie chez leurs clients. L’obligation est répartie entre fournisseurs d’énergie (électricité, gaz, fioul domestique, carburants…) en fonction de leurs volumes de ventes au consommateur final. Les fournisseurs « obligés » doivent justifier d’un montant de certificats d’économie d’énergie correspondant à leur niveau d’obligations, ces certificats étant obtenus après réalisation d’actions d’efficacité énergétique.

bilan du dispositif actuel L’enjeu du dispositif CEE est d’augmenter le nombre des actions d’efficacité énergétique réalisées chaque année et d’accroître leur performance. Ce dispositif a montré, même s’il est lourd et coûteux, certains résultats probants sur les entreprises et collectivités territoriales. Il s’est en revanche révélé inefficace chez les consommateurs domestiques :

• Les CEE n’ont pas permis de créer une incitation supplémentaire à réaliser des opérations de rénovation thermique. En effet, il existe un flux naturel de 3 millions d’opérations de rénovation thermique engagées chaque année par les ménages, ce qui représente 16 à 18 Md€ d’investissements de leur part. Le dispositif CEE n’a pas permis d’augmenter ce flux depuis 2006, alors que celui-ci représente un coût de 2 à 3 Md€ pour les fournisseurs « obligés ».

• Le dispositif n’oriente pas les ménages vers les travaux les plus efficaces et performants, malgré les moyens engagés.

• Le dispositif n’agit pas concrètement sur le coût des opérations d’efficacité énergétique et sur la performance des filières concernées, ce qui est pourtant indispensable pour préserver le pouvoir d’achat des ménages. Il est nécessaire pour dépasser cette difficulté de mobiliser de nouveaux leviers pour accroître la rentabilité des travaux et faire émerger progressivement une valeur verte des biens immobiliers tout en préservant l’équilibre du marché immobilier.

• La totalité du coût du dispositif n’est toujours pas prise en compte dans les tarifs réglementés de l’électricité, bien que cela soit prévu par la loi.

Par ailleurs, l’essentiel de l’objectif d’économie d’énergie concerne le bâtiment, alors même que son gisement maximal atteignable (pratiquement réalisable et raisonnablement rentable) est nettement inférieur aux objectifs fixés. Les enjeux liés à l’efficacité énergétique concernent à la fois le bâtiment et le transport. Or, le dispositif des CEE n’est actuellement pas adapté au secteur des transports.

LES cErtiFicatS d’ÉconomiES d’ÉnErGiE (cEE)


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Le dispositif des cEE pourrait être amélioré sur plusieurs aspectsLe dispositif CEE peut être maintenu pour les opérations des marchés de type collectivités, bailleurs sociaux, copropriétés, à condition qu’il fasse l’objet d’une simplification et d’un allégement conséquent des procédures, ainsi que d’un niveau d’obligation adapté à ce marché.

Le rôle des fournisseurs d’énergie, dans un dispositif CEE alternatif, devra être orienté vers la promotion des actions d’efficacité énergétique, à travers le conseil et l’information auprès du client, le financement d’audit énergétique (passeport de rénovation énergétique), et non plus sur la réalisation de travaux de rénovation pour laquelle ils ne disposent pas de leviers.

Le dispositif CEE peut être maintenu comme outil de comptabilisation sous réserve d’une amélioration significative de son efficacité, ce qui nécessite de le faire porter à chaque étape du processus par les acteurs les mieux placés (collectivités, banques, filières de rénovation, fournisseurs d’énergie…).

La France pourrait faire le choix de leviers complémentaires Aujourd’hui, la France a fait le choix de la transposition de l’article 7.1 de la directive européenne sur l’efficacité énergétique visant à atteindre les objectifs d’efficacité énergétique via le dispositif des CEE. L’application de l’article 7.9 par la France permettrait de recourir à des leviers complémentaires.

Le secteur des transports doit être orienté vers des programmes spécifiques ou vers d’autres outils de financement, en interdisant la fongibilité entre actions sur le transport et actions sur le bâtiment.

d’autres dispositifs (outils réglementaires, modulations fiscales, programmes spécifiques locaux ciblés sur la rénovation des « passoires thermiques » et en particulier celles des précaires énergétiques) devraient être mis en place, sur le marché diffus, afin de responsabiliser tous les acteurs concernés (collectivités, banques, filières de rénovation, fournisseurs d’énergie…) et de faire émerger la valeur verte des biens immobiliers. Ces dispositifs devront reposer sur des objectifs clairement définis et être mis en œuvre en priorisant ceux générant le plus d’actions efficaces, avec le souci de ne pas grever la dette publique et la facture des consommateurs d’énergie.

En substitution du dispositif CEE, l’instauration d’un « passeport rénovation énergétique » serait en quelque sorte un « carnet de santé » du logement. Il permettrait de fournir aux particuliers un accompagnement personnalisé et un suivi de l’évolution thermique du logement au fur et à mesure des travaux effectués sur celui-ci. Il devra ainsi répertorier les caractéristiques initiales du logement, retracer les évolutions dont il a fait l’objet et les améliorations qui pourront lui être apportées pour atteindre un bon niveau de performance. Ce dispositif intégré comporte trois volets :

• Un diagnostic de performance énergétique renové, en incluant l’état des consommations et des dépenses énergétiques réelles ;

• Une préconisation personnalisée sur le bouquet de travaux pré-formatés et standardisés conçus pour assurer un niveau cible de performance énergétique, adapté au logement et aux contraintes matérielles des ménages ;

• Une proposition de calendrier tenant compte de la priorisation économique et mettant à profit toutes les opportunités à venir des travaux (isolation au moment d’un ravalement ou d’un changement de toiture, programmateur ou robinets thermostatiques lors d’un changement de chaudière, etc).

LES cErtiFicatS d’ÉconomiES d’ÉnErGiE (cEE)

La précarité énergétique est aujourd’hui devenue une question majeure. Elle se traduit par des difficultés de paiement des factures d’énergie, mais aussi par des restrictions d’utilisations d’équipement, concernant notamment le chauffage, dommageables aux individus.

Plusieurs indicateurs peuvent décrire ce phénomène. On considère généralement que les ménages consacrant plus de 10 % de leurs ressources pour l’énergie dans leur logement sont en situation de précarité énergétique, ce qui représente aujourd’hui selon l’Insee, 3,8 millions de ménages français. Par ailleurs, 3,5 millions de personnes déclarent souffrir du froid dans leur logement.

Caractéristiques des ménages en situation de précarité énergétique

d’après les statistiques nationales (1), les caractéristiques des ménages ayant un taux d’effort énergétique supérieur à 10 % sont les suivantes :

• 87 % de ces ménages ont un logement dans le parc privé ;

• 62 % des ménages sont propriétaires, dont 90 % habitant une maison individuelle, souvent située en zone rurale ;

• 55 % de ces ménages ont plus de 60 ans, se logeant principalement dans des maisons anciennes (construites avant 1975).

La précarité énergétique touche donc les locataires, et surtout, pour plus de la moitié des ménages concernés, des propriétaires âgés, vivant en zone rurale.

La précarité énergétique résulte essentiellement de la précarité économique. En effet, l’Insee estime que 70 % des ménages aux revenus les plus modestes (1er quintile de revenu), sont concernés par la précarité énergétique. La précarité énergétique prend un relief particulier dans un contexte de hausse de la part des dépenses contraintes (loyers, charges, télécoms, énergie…) dans les ressources des ménages au cours des trente dernières années.

La part des dépenses consacrées à l’énergie par les ménages est en effet inégalement répartie selon les niveaux de ressources, d’autant que les ménages les plus précaires vivent dans les logements les moins performants, ce qui implique un « effort énergétique » plus important (2).

De plus, la crise économique qui a débuté à l’été 2008 a progressivement généré une dégradation du pouvoir d’achat des ménages français et a accentué les difficultés des plus fragiles.

La prÉcaritÉ ÉnErGÉtiquE

(1) Rapport du Groupe de travail sur la Précarité énergétique du 6 janvier 2010, présenté dans le cadre du Plan Bâtiment Grenelle.

(2) L’effort énergétique désigne la part de budget des ménages consacrée à l’énergie (logement + transport). Plus le revenu est élevé, plus cet effort décroît.


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proposition d’un dispositif de lutte contre la précarité énergétiqueUn dispositif pour aider les ménages en situation de précarité énergétique se doit d’associer des actions curatives et des actions préventives.

Concernant les actions curatives, elles comprendraient deux aides au paiement complémentaires, réservées aux foyers les plus fragiles. Le seuil de pauvreté pourrait être le critère retenu, permettant ainsi de protéger environ 4 millions de ménages (3).

• Une aide au chauffage du logement, englobant les différentes énergies de chauffage possibles, mise en place par les pouvoirs publics, et utilisée par les ménages librement en fonction du mode de chauffage de leur logement. Les modalités de cette aide sont précisées ci-après.

• Une aide spécifique pour les utilisations essentielles de l’électricité (éclairage, communication, froid, cuisson, lavage). Pour ce faire, le tarif de première nécessité (TPN) peut être maintenu, dans ses modalités mises en place par la loi Brottes (ouverture à tous les fournisseurs et montant forfaitaire de réduction). La réduction est donc directement répercutée sur la facture du client, une fois le client bénéficiaire identifié.

Pour les actions préventives :

Un programme de réhabilitation thermique de l’habitat pour les logements énergivores, dédié aux ménages précaires, qui s’inscrirait dans le cadre plus global de la politique nationale de rénovation des bâtiments. Pour favoriser la réalisation des travaux, le programme nécessite un dispositif pro-actif, sous pilotage des collectivités territoriales, pour détecter les personnes en situation de précarité et les accompagner dans le montage des dossiers et l’obtention des aides.

Concernant l’aide au chauffage, la diversité des fournisseurs (fioul, bois, …) impose la mise en place d’une solution de type « chèque chauffage ».

Le montant de l’aide peut être modulé en fonction de la taille de la famille, du niveau de revenus et du type de logement. Il est en revanche indépendant de l’énergie utilisée pour éviter les effets d’aubaine déclaratifs.

Le chèque chauffage est envoyé par l’administration fiscale aux bénéficiaires, qui peuvent alors l’utiliser en paiement de factures de leurs fournisseurs d’énergie. Il ne peut être utilisé que pour régler des dépenses d’énergie auprès des fournisseurs habilités dans le dispositif. Ces derniers pourront obtenir la compensation des chèques énergie auprès de l’organisme émetteur. Son infalsification peut être organisée de façon équivalente à celle du CESU (4) par exemple.

Un financement du chèque chauffage hors des factures d’énergie permet de ne pas interférer avec la question des évolutions tarifaires générales et d’inscrire cette action dans le cadre plus large de la lutte contre la précarité.

Par ailleurs, la redevance collectée pour le financer pourrait s’élargir au financement d’actions de prévention (fonds pour la rénovation de logements, etc…).

La prÉcaritÉ ÉnErGÉtiquE

évOLutiOn du pib Et du pOuvOiR d’aCHat du REvEnu diSpOnibLE dES ménaGES

(3) Le seuil de pauvreté est calculé par rapport au niveau de vie médian, il définit, selon l’Insee, le critère de pauvreté monétaire. La méthode de calcul privilégiée en France et en Europe est de retenir un niveau de 60% du revenu médian. En 2011, le seuil de pauvreté était fixé à 978€ / mois. Selon cette définition, 8,7 millions de personnes en France vivent actuellement sous ce seuil de pauvreté (soit environ 14 % de la population), dont la moitié avec un revenu inférieur à 773€/mois.

(4) Chèque Emploi Service Universel.

Afin de déterminer le périmètre d’action de la politique énergétique, l’UFE a réalisé un travail d’estimation de l’évolution tendancielle de la demande d’énergie à horizon 2050.

Pour estimer cette trajectoire de long terme, la première étape consiste à définir un cadre macroéconomique de référence. Des hypothèses structurantes ont été retenues pour les principaux déterminants économiques de la consommation d’énergie. Ces hypothèses ont été arrêtées dans un souci de réalisme et en cohérence avec les organismes de prévision compétents (1).

Les hypothèses structurantes du contexte macroéconomique de la France à horizon 2050 retenues par l’UFE sont les suivantes :

2011 2030 2050

TCAM (2) du PIB 1,7% 1,7% 1,7%

Poids de l'industrie dans le PIB 13,5% 13,5% 13,5%

TCAM de la population 0,5% 0,3% 0,3%

Prix du pétrole, en $ constant / baril 108 141 150

Nombre d'individus par ménage 2,29 2,11 2,01

Au-delà de ce cadre général, l’UFE (3) a pris en compte des hypothèses spécifiques au secteur de l’électricité, notamment sur les facteurs ayant un impact sur la demande d’électricité. Ces hypothèses portent essentiellement sur :

• Le déploiement de l’utilisation des smartphones et des tablettes numériques par les ménages, et de manière générale des usages des Nouvelles Technologies de l’Information et de la Consommation (NTIC) ;

• Le développement des data centers sur le territoire français, ces derniers nécessitant une importante consommation d’électricité ;

• La structure du tissu industriel poursuit les tendances observées ces dernières années : déclin des industries les plus lourdes comme le ciment, et du textile, et poursuite de l’activité des industries chimiques et pharmaceutiques.

Pour déterminer l’évolution de la consommation d’énergie finale de la manière la plus réaliste possible, l’UFE a retenu une approche sectorielle. Si tous les secteurs de l’économie ont été pris en compte par l’UFE, trois d’entre eux ont fait l’objet d’une analyse approfondie, à savoir le transport terrestre, le bâtiment et l’industrie.

En outre, il convient de prendre en compte un élément fondamental dans la projection de la demande d’énergie à moyen et long termes : le rythme d’amélioration de l’intensité énergétique. En effet, le volume d’énergie consommé n’est pas identique selon si l’on considère que, de manière naturelle, l’activité économique requiert de moins en moins d’énergie par unité de PIB, ou si l’on considère que nous sommes actuellement arrivés à une limite d’intensité énergétique.

L’ÉvoLution tEndanciELLE dE La dEmandE d’ÉnErGiE Et L’intEnSitÉ ÉnErGÉtiquE

Résultats du scénario « PT maintenu »

L’agrégation des estimations des différents secteurs de l’économie révèle une hausse de la consommation d’énergie de 20 % entre 2011 et 2050, soit une évolution moyenne annuelle de +0,5 %. La demande totale d’énergie finale s’établirait à 2177 TWh en 2050 dans le scénario « PT maintenu », contre 1809 TWh en 2011.

Le scénario « PT maintenu » aboutit à une moindre consommation naturelle de produits pétroliers à 2050. A l’inverse, les consommations de gaz, d’électricité et d’EnR thermiques augmentent, le pétrole restant toutefois l’énergie la plus consommée en France en 2050.

Au total, la consommation d’énergie dans le secteur du bâtiment augmente sur la période 2011-2050 (+24 %), mais la structure de cette consommation évolue en raison de la disparition du fioul au profit des autres énergies.

• dans l’industrie : contrairement aux secteurs du transport et du bâtiment, le potentiel d’efficacité énergétique dans l’industrie est limité, car d’importants efforts ont déjà été réalisés au cours des années 1990. Nous considérons cependant une amélioration des rendements des moteurs de l’ordre de 0,25 % par an, et des gains d’efficacité énergétique sur les processus industriels de l’ordre de 0,4 % par an.

Ces gains d’efficacité énergétique ne permettent pas de compenser la hausse de la consommation d’énergie par le secteur de l’industrie (+44 % de 2011 à 2050, soit +0,9 % /an).

• dans le secteur agricole : l’hypothèse retenue est celle d’un maintien de l’intensité énergétique observée actuellement.

(1) Insee, AIE et CGSP.

(2) TCAM : Taux de Croissance Annuel Moyen.

(3) Avec la collaboration du cabinet de conseil Carbone 4.

évOLutiOn tEndanCiELLE dE La COnSOmmatiOn du SECtEuR RéSidEntiEL-tERtiaiRE

évOLutiOn dE La dEmandE d’énERGiE dE La fRanCE à HORiZOn 2050 avEC un pROGRèS tECHniQuE maintEnu

déCOmpOSitiOn dE La COnSOmmatiOn finaLE d’énERGiE En 2050 - SCénaRiO « pt maintEnu »

évOLutiOn tEndanCiELLE dE La COnSOmmatiOn d’énERGiE du SECtEuR induStRiEL


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LES SCENARIOS D’EVOLUTION DE LA DEMANDE D’ENERGIE


Source : SOeS et calculs UFE

• dans le bâtiment : les hypothèses ont été différenciées entre le secteur résidentiel et le secteur tertiaire :

- Le parc résidentiel augmente de 1% par an, ce qui est cohérent avec les hypothèses démographiques et de diminution du nombre d’individus par ménage.

- tous les bâtiments résidentiels neufs répondent aux exigences de consommation d’énergie pour le chauffage, soit 50kWh / m².

- des transferts d’usages «naturels» ont été pris en compte dans l’existant. Le fioul domestique disparaît peu à peu au profit du gaz, de l’électricité et de la biomasse. Ainsi, en 2050, le fioul domestique dans le résidentiel a quasiment disparu.

- des rénovations légères et des rénovations lourdes sont réalisées dans le résidentiel.

- Une hypothèse commune de taux de destruction des bâtiments de 0,1% par an a été retenue.

- Nous assistons également à des transferts d’usages naturels qui tendent à éliminer la consommation de fioul domestique dans le tertiaire.

• concernant les usages d’électricité spécifique : l’estimation intègre à la fois une hausse du nombre d’appareils électriques dans les logements et une amélioration des rendements de ces appareils au cours du temps.

Les usages spécifiques

On désigne par « usage spécifique d’énergie » la consommation d’énergie pour la satisfaction d’un usage précis qui ne peut être réalisé que par un seul type d’énergie. Le cas le plus fréquent concerne l’électricité : l’utilisation des produits électroménagers ou électroniques par exemple, ne peut être pourvue que par l’électricité, à la différence du chauffage ou plusieurs énergies peuvent être employées (gaz, fioul, électricité, bois…). On parle alors d’usages d’électricité spécifique.

consommation tendancielle avec amélioration d’intensité énergétique : scénario « progrès technique maintenu » (pt maintenu)Dans un second temps, nous considérons que l’intensité énergétique continue de s’améliorer, dans un prolongement de la tendance observée ces trente dernières années. L’amélioration de l’intensité énergétique est la conséquence à la fois des efforts réalisés en termes de progrès technique, qui permettent de consommer moins d’énergie pour un même usage, et des transformations de l’activité, notamment industrielle. Toutefois, nous faisons l’hypothèse que ce rythme ne peut pas se poursuivre continûment dans la même ampleur, puisque l’intensité énergétique a une évolution asymptotique (4). De fait, l’intensité énergétique ne peut pas tendre vers zéro.

L’estimation de la demande tendancielle d’énergie avec poursuite de l’amélioration de l’intensité énergétique, ou « scénario Pt maintenu », repose sur une distinction du rythme d’amélioration selon deux sous-périodes :

• une amélioration annuelle moyenne de l’intensité énergétique de 1,2 % sur la période 2012-2030 ;

• une amélioration annuelle moyenne de l’intensité énergétique de 1,1 % sur la période 2031-2050.

Ces hypothèses reposent sur l’efficacité énergétique naturelle estimée par secteur :

• dans le transport : de façon générale, pour l’ensemble des transports routiers, nous avons considéré que l’amélioration historique des rendements des moteurs se poursuivait au même rythme sur la période 2011-2050. Par ailleurs, ce scénario de demande intègre une augmentation des parts modales des véhicules électriques et des transports en commun d’ici à 2050. Toutefois, l’évolution du transport terrestre de marchandises, au même rythme que l’évolution du PIB, est un facteur de hausse de la consommation d’énergie du secteur des transports.

L’intensité énergétique (finale) du PIB

L’intensité énergétique finale d’un pays désigne la quantité d’énergie finale utilisée dans l’économie une année donnée pour produire une unité de pib.

En France, l’intensité énergétique s’est améliorée presque continûment depuis les années 1980 : alors qu’il fallait utiliser 1,4 GWh pour produire 1 million de PIB en 1981, il n’en fallait plus qu’1 GWh en 2011, ce qui correspond à une amélioration de 30 % environ de l’intensité énergétique en 30 ans.

Cette évolution est le produit de deux phénomènes :

• Le progrès technologique (il faut de moins en moins d’énergie pour produire le même bien) ;

• Les mutations du tissu productif (désindustrialisation et délocalisation des industries les plus lourdes, tertiarisation de l’économie).

consommation tendancielle sans amélioration d’intensité énergétique Dans un premier temps, nous faisons l’hypothèse que la demande tendancielle d’énergie finale est celle obtenue selon l’évolution du cadre macroéconomique mentionné ci-dessous, toutes choses égales par ailleurs, avec stabilisation de l’intensité énergétique au niveau observé en 2011, soit 1 GWh / M€PIB.

Dans ce cadre, la consommation finale d’énergie augmenterait de près de 90 % sur la période 2011 2050, ce qui correspond à un quasi doublement sur la période et une évolution annuelle moyenne de 1,7 %. Elle passerait alors de 1809 tWh - en 2011 à 3435 tWh en 2050.

L’ÉvoLution tEndanciELLE dE La dEmandE d’ÉnErGiE Et L’intEnSitÉ ÉnErGÉtiquE L’ÉvoLution tEndanciELLE dE La dEmandE d’ÉnErGiE Et L’intEnSitÉ ÉnErGÉtiquE L’ÉvoLution tEndanciELLE dE La dEmandE d’ÉnErGiE Et L’intEnSitÉ ÉnErGÉtiquE

évOLutiOn dE L’intEnSité énERGétiQuE finaLE En FRANCE, EN GWH PAR unité dE pib

évOLutiOn dE La COnSOmmatiOn d’énERGiE finaLE SanS améLiORatiOn dE L’intEnSité énERGétiQuE

évOLutiOn tEndanCiELLE dE La COnSOmmatiOn d’énERGiE du tRanSpORt ROutiER (vOyaGEuRS Et maRCHandiSES)

(4) L’amélioration de l’intensité énergétique ralentit dans le temps, que ce soit en France ou dans les autres pays développés.

L’objectif de l’efficacité énergétique est double : réduire le volume d’énergie consommée pour un usage donné permet d’une part de diminuer les émissions de CO2 (objectif climatique) ; et d’autre part de limiter la facture énergétique des particuliers et du pays.

principes générauxUne mesure « d’efficacité énergétique » désigne toute action mise en œuvre par un agent économique afin de limiter la consommation d’énergie liée à un usage particulier. Il s’agit par exemple des dépenses des ménages pour isoler au mieux leur habitation, permettant ainsi une réduction de l’énergie nécessaire pour le chauffage du logement. La motivation de l’agent peut alors être d’ordre économique (je réduis ma facture énergétique), climatique (je réduis mon empreinte carbone), ou encore elle peut être guidée par la recherche de confort (mon nouvel équipement m’offre davantage de confort).

A l’échelle d’un pays, la mise en place d’actions d’efficacité énergétique dans les secteurs les plus énergivores permet de réduire considérablement la consommation d’énergie totale. La quantification des mesures réalisables est donc indispensable dans un exercice de projection de la trajectoire énergétique française de moyen et long termes. Il s’agit pour cela d’estimer quels sont les gisements potentiels d’économies réalisables par énergie, et par usage, en prenant en compte les possibilités des substitutions vertueuses entre énergies.

Définitions des concepts de l’efficacité énergétique

• Il est important d’exprimer les coûts unitaires de réduction de la consommation d’énergie (€/kWh économisés, cumulés et actualisés sur la durée de vie) en fonction du potentiel d’économie d’énergie atteignable. Cela permet ainsi d’étudier la rentabilité de chacune des actions, classées ensuite selon un ordre de priorité des actions (merit order).

• Le TrI peut désigner deux concepts différents :

- le Taux de rentabilité Interne des investissements : exprimé en pourcentage, il s’agit d’un outil de décision à l’investissement. un projet sera effectivement financé si son tRi est supérieur au taux de financement du projet, afin de rémunérer suffisamment le risque lié au projet.

- le Temps de retour sur Investissement, ou « payback period », qui désigne le nombre d’années nécessaires pour que le mon-tant des économies annuelles atteigne la valeur de l’investissement réalisé au départ. Si ce nombre d’années est supérieur à la durée de vie du produit, alors l’investissement est en réalité réalisé à perte. toutefois, ce concept ne prend pas en compte le taux d’actualisation des coûts.

• Un gisement d’efficacité énergétique est constitué de la somme des économies d’énergie techniquement réalisables, c’est-à-dire pour lesquelles il existe une technologie (en france ou dans le monde) moins énergivore permettant d’accomplir la même fonction.

L’UFE a donc entrepris une étude (1) des gisements potentiels d’efficacité énergétique atteignables à horizon 2050, pour les usages de produits pétroliers, de gaz, et d’électricité. La logique de la démarche retenue est de cibler en priorité les actions les plus rentables au regard des économies d’énergie générées : il est essentiel de comparer l’efficacité et l’efficience de celles-ci afin de dresser un ordre de priorité destiné à piloter la politique d’efficacité énergétique de manière rationnelle.

L’EFFicacitÉ ÉnErGÉtiquEAfin de se rapprocher au mieux de cet objectif « Facteur 4 » en 2050, il est donc inéluctable d’agir sur la structure même de la demande d’énergie, c’est-à-dire sur la source des énergies consommées : c’est l’un des objectifs de la mise en place d’une politique de transferts d’usages. Des actions sur les émissions de GES des autres secteurs émetteurs (agriculture, industrie émissions non énergétiques…) doivent également être entreprises pour atteindre cet objectif.

Impacts économiques

L’UFE a mené une analyse des coûts liés à l’application des mesures d’efficacité énergétique.

Les investissements cumulés nécessaires pour exploiter les gisements d’efficacité énergétique estimés s’élèvent de 170 Mds€ à 730 Mds€ (en euros constants 2011) selon les scénarios.

Les leviers d’action politique

Une politique axée sur le soutien des filières

La base économique d’une politique d’efficacité énergétique repose sur la confrontation entre :

• la facture d’énergie supportée par le consommateur ;

• le coût de l’investissement que celui-ci devra financer pour diminuer sa facture.

Dans le cas de la France, le tarif réglementé de vente de l’électricité, maintenu depuis plusieurs années à un niveau artificiellement bas, génère des factures d’un niveau beaucoup plus faible que dans les autres grands Etats-membres. Les prestations d’efficacité énergétique quant à elles sont réalisées sur la base de prix deux ou trois fois plus élevés que dans ces Etats. En conséquence, il est très difficile de déclencher les actes d’investissement d’efficacité énergétique pour les consommateurs français.

De façon concrète, l’UFE estime à environ 30 000 € la rénovation globale d’un logement particulier, ce qui correspond également à la rénovation globale d’un bâtiment tertiaire de 130 m² (3).

Ces coûts sont élevés par rapport aux économies d’énergies attendues. Ils ne semblent pas en mesure de diminuer à court terme car les flux de travaux nécessaires pour atteindre les objectifs actuels d’efficacité énergétique sont sans commune mesure avec les capacités d’intervention des filières de l’efficacité énergétique. Ces dernières sont par ailleurs en France fortement importatrices, en particulier pour les technologies des pompes à chaleur et des chaudières à condensation, ou encore les filières de l’isolation thermique des parois opaques et vitrées, ce qui aggrave davantage les coûts et accentue le déficit de la balance commerciale.

La structuration de filières de fabrication, de pose, et de maintenance dans le secteur de l’efficacité énergétique permettra donc d’éviter la détérioration de la balance commerciale mais également de baisser les coûts des actions, ainsi que de créer des entreprises et des emplois durables dans le secteur des services en énergie en France.

Efficacité énergétique et électricité : un impact sur l’énergie, mais également sur la puissance

Le système électrique repose sur deux composantes : l’énergie produite et la puissance disponible. L’équilibre offre-demande de l’élec-tricité doit être assuré à chaque instant (volet puissance). il est essentiel de maîtriser la demande de pointe, celle-ci ayant fortement augmenté ces dernières années.

L’efficacité énergétique agit sur la réduction de la demande globale mais également sur la puissance appelée, en fonction des usages concernés par les actions d’économies d’énergie. dans le contexte de développement d’énergies intermittentes et d’évolution naturelle de la consommation d’électricité en pointe, il est essentiel tenir compte de l’impact des actions d’efficacité énergétique envisagées sur l’appel de puissance.

plusieurs exemples peuvent illustrer les leviers possibles de maîtrise de la puissance :

• Les équipements de chauffage d’appoint, aux mauvaises performances énergétiques, accentuent fortement la demande de pointe et devraient être remplacés par des équipements plus performants via l’instauration de normes sur ces produits. Les normes ont en effet plusieurs avantages : elles permettent de maîtriser la puissance, mais sont également peu coûteuses et donnent un signal pour faire évoluer le marché des équipements vers des produits performants.

• La capacité d’effacement pour les industriels est un levier indispensable pour la gestion de l’équilibre offre/demande.

Impacts climatiques de l’efficacité énergétique Pour calculer le bilan climatique en termes d’émissions de gaz à effet de serre (GES) de la demande d’énergie estimée à horizon 2050, l’UFE a considéré les coefficients d’émissions par énergie suivants :

COntEnU GES LIé à LA COMbUStIOn d’énErGIE (tCO2eq/tep)

Pétrole 4,97

Gaz 3,36

Electricité 2,55

Source : estimations UFE à partir de Citepa

Ainsi, la demande d’énergie estimée de 2177 TWh issue du calcul de la demande d’énergie tendancielle « PT maintenu » complétée du scénario d’efficacité énergétique « PT extrême» conduit à un volume des émissions totales de GES de 292 MtCO2eq en 2050 pour le secteur énergie. Cela correspond à une diminution de 76 MtCO2eq des émissions de gaz à effet de serre de la France en 2050 par rapport au niveau de 2011. Au total, les émissions de GES françaises s’établiraient à 446 MtCO2eq dans le scénario « PT extrême», en considérant une stabilisation des émissions liées aux autres secteurs que l’énergie. Cela signifie que la cible fixée par le « Facteur 4 » (140 MtCO2eq) n’est pas atteinte en 2050.

impaCt dES aCtiOnS d’EffiCaCité énERGétiQuE SuR LES émiSSiOnS dE GES En 2050

(3) Ce qui peut correspondre à une entreprise de petite taille.


FICHE



(1) Étude « Un instrument clé de pilotage de la politique énergétique - L’ordre de priorité des actions d’efficacité énergétique », UFE 2012.

Émissions GES avec “EE PT extrême”

en 2050

L’impact de l’efficacité énergétique sur la consommation d’énergieLa méthode employée pour estimer les gisements potentiels d’efficacité énergétique par secteur se distingue des études réalisées par d’autres organismes sur le même sujet, dans le sens où les potentiels estimés ne reposent pas sur les consommations actuelles observées, mais sur les consommations projetées à 2030. Ce choix de l’année 2030 comme référence du gisement potentiel d’efficacité énergétique s’explique par le fait que l’on considère que les nouvelles technologies utilisées sur la période après 2011 sont efficaces, et ne nécessiteront pas d’actions d’efficacité dans le futur.

Les gisements d’efficacité énergétique sont les suivants :

Gisement technique potentiel d’efficacité énergétique

en tWhSCénArIO «Pt ACCrU» SCénArIO «Pt ExtrêME»

2030 2050 2030 2050

total fioul 16 32 31 68

bâtiment 12 24 0 0

industrie 8 17 16 34

total gaz 34 72 93 193

bâtiment 24 51 72 150


total électricité 35 65 96 147

bâtiment 20 38 74 101

industrie 9 19 9 19

tertiaire (NTIC) 7 9 13 27

Les gisements potentiels d’efficacité énergétique sont beaucoup plus élevés dans le secteur du bâtiment que dans l’industrie. En effet, ce dernier a entrepris des efforts énergétiques considérables depuis les années 1990. Le scénario «PT accru» comprend l’ensemble des actions rentables de ces deux secteurs, tandis que le scénario «PT extrême» prend en compte l’ensemble des gisements techniques théoriques.

Toutefois, étant donné que des transferts d’usages visant à éradiquer l’utilisation du fioul domestique sont à prendre en compte dans l’analyse à moyen et long termes, les gisements réels applicables à la demande tendancielle d’énergie à horizon 2050 sont légèrement différents, puisque l’on considère dans ce cas que l’efficacité énergétique n’est pas appliquée dans les usages qui vont disparaître à long terme. Les gisements d’efficacité énergétique effectivement pris en compte dans notre analyse sont alors les suivants :

Gisement réel d’efficacité énergétique

en tWhSCénArIO «Pt ACCrU» SCénArIO «Pt ExtrêME»

2030 2050 2030 2050

total fioul 9 19 14 31

bâtiment 2 4 0 0


total gaz 32 69 78 171

bâtiment 23 50 60 131


total électricité 31 66 68 148

bâtiment 18 40 50 103

industrie 8 17 8 18

tertiaire (NTIC) 5 9 10 27

Les principales cibles étudiées se situent dans les secteurs du bâtiment (secteurs résidentiel et tertiaire), dans l’industrie (moteurs, processus industriels…), et dans les Nouvelles Technologies de l’Information et de la Communication (NTIC). Deux scénarios d’efficacité énergétique sont distingués:

• Un scénario qualifié de « progrès technique accru » (PT accru), dans lequel seules les actions d’efficacité énergétique rentables pour les agents économiques sont mises en œuvre ;

• Un scénario qualifié de « progrès technique extrême » (PT extrême)», dans lequel quels que soient les coûts liés à la mise en place de l’efficacité énergétique, le potentiel du gisement d’efficacité est exploité.

Le bâtiment L’UFE a réalisé un ordre de priorité - « merit order » - des actions d’efficacité énergétique dans le bâtiment, sur les opérations passives (2). Dans cet exercice, l’UFE a considéré que les actions d’efficacité énergétique sont mises en place selon l’ordre d’efficience économique, du plus efficace au moins efficace. A titre d’exemple, l’isolation des combles dans un logement chauffé au gaz étant l’opération la plus efficiente, on considérera qu’elle a été mise en place avant le remplacement des chaudières dans ce même logement.

L’efficacité énergétique dans le bâtiment

trois types d’actions d’efficacité énergétique sont traditionnellement distingués dans le bâtiment :

• L’efficacité énergétique «passive» : c’est l’ensemble des opérations les plus connues du consommateur. Elles concernent l’enve-loppe du bâtiment, c’est-à-dire le bâti lui-même : l’isolation du bâti (plancher, combles, toiture, ouvrants) et les équipements de chauffage (paC, chaudières à condensation, équipements d’eau chaude sanitaire) ;

• L’efficacité énergétique «active» : elle comprend toutes les technologies de pilotage des consommations (de chauffage ou d’élec-tricité spécifique) permettant d’agir directement sur les comportements (outils de gestion de l’éclairage, thermostats intelligents ou encore gestionnaires de prises de courant) ;

• Les normes : elles concernent les consommations d’électricité spécifique. La réglementation (directive Eco-Conception, exigences de normes prévues dans le Grenelle…) exige une performance élevée des équipements et vise l’efficacité énergétique des équipements électroménagers ou bureautiques.

Si les normes sont imposées et ne rentrent pas en compte dans l’étude de rentabilité de l’UFE, il est possible d’interclasser les actions d’efficacité énergétique actives et passives dans l’ordre de mérite.

Par ailleurs, la rentabilité des actions est très différente selon l’énergie considérée. Ainsi, les actions sur les logements au fioul sont plus rentables que sur les logements à l’électricité ou au gaz. En effet, les logements au fioul sont en moyenne plus anciens et consomment plus d’énergie que les autres logements.

L’industrie Le secteur industriel est le second secteur où les efforts réalisables en matière d’économies d’énergie sont les plus importants. Même si des efforts d’efficacité ont déjà été réalisés par ce secteur dans les années 1990, le poids élevé de ce secteur dans la consommation totale d’énergie anticipée dans le scénario «PT maintenu» à 2050 (25 %) rend intéressant le gisement potentiel d’efficacité énergétique encore non exploité.

En s’appuyant sur des études détaillées des économies potentielles sur des usages énergétiques industriels, l’UFE a mesuré le gisement technique potentiel d’efficacité énergétique et son coût dans chacun des deux scénarios d’efficacité énergétique. Les principales actions réalisables portent sur les moteurs industriels, les procédés de fabrication (fours, séchoirs, réacteurs…), ou encore les chaufferies et opérations transverses.

Les NTIC et l’électricité spécifique

Le développement de l’économie numérique et des appareils électroniques est intégré à part entière dans le scénario de demande « PT maintenu » de l’UFE. La hausse des taux d’équipement des ménages en ordinateurs, smartphones et tablettes numériques devrait se prolonger d’ici à 2050, entraînant une hausse de la consommation d’électricité. Les centres de traitement de données (data centers), dont le nombre et les capacités se développent afin de répondre à la croissance de l’économie numérique, sont de considérables consommateurs d’électricité.

L’UFE estime que des efforts d’efficacité énergétique sont envisageables sur ces nouveaux usages liés au développement de l’économie numérique. Par exemple, des études spécifiques ont démontré les possibilités de récupération de chaleur des centres de traitement de données, qui pourrait être injectée dans des réseaux de chaleur. Bien que cette technologie existe déjà, son utilisation n’est encore que très marginale en France.

Au total, compte tenu de l’évolution structurelle de la demande d’énergie et des gisements potentiels d’économies d’énergie estimés, la demande finale d’énergie évolue de la manière suivante :

D’un point de vue sectoriel, la nouvelle répartition de la consommation d’énergie selon les deux scénarios d’efficacité énergétique est la suivante :

(2) Cf encadré «l’efficacité énergétique dans le bâtiment ».

RépaRtitiOn SECtORiELLE dES GiSEmEntS d’EffiCaCité énERGétiQuE

L’EFFicacitÉ ÉnErGÉtiquE L’EFFicacitÉ ÉnErGÉtiquE L’EFFicacitÉ ÉnErGÉtiquE

impaCt dE L’EffiCaCité énERGétiQuE SuR La COnSOmmatiOn d’énERGiE finaLE paR SECtEuR En 2050

impaCt dE L’EffiCaCité énERGétiQuE SuR La COnSOmmatiOn d’énERGiE finaLE

L’UFE a scénarisé la mutation de la structure de la consommation d’énergie finale en intégrant des politiques de transferts d’usages entre énergies. L’objectif est de substituer les énergies les plus carbonées (en l’occurrence, les produits pétroliers) par des énergies décarbonées pour permettre à la France à la fois de réduire ses émissions de GES (et tendre ainsi vers l’objectif « Facteur 4 ») et de diminuer sa facture énergétique liée aux importations de produits pétroliers.

principes générauxLe concept de « transfert d’usage » désigne le passage de l’utilisation d’une énergie pour un usage donné vers une ou plusieurs autres sources d’énergie. L’objectif est de modifier la structure de la demande d’énergie afin de diminuer son intensité carbone. L’exercice est donc de substituer la consommation des produits pétroliers dans certains usages par celles d’électricité décarbonée (EnR et nucléaire), de gaz et de biocarburants.

En 2011, la consommation de pétrole est essentiellement le fait du secteur des transports et du secteur résidentiel-tertiaire pour l’usage de chauffage au fioul. L’étude s’est donc focalisée sur ces deux secteurs (1), auxquels s’ajoute une hypothèse de transferts d’usages dans l’industrie (2). A contrario, l’agriculture est un secteur qui n’a pas été traité, étant donné son poids marginal dans la consommation de pétrole et son faible potentiel de transferts d’usages à moyen terme.

LES tranSFErtS d’uSaGES Considérant que la priorité est d’orienter les agents économiques (ménages, entreprises, administrations) vers une consommation d’énergie décarbonée, l’UFE estime que l’ensemble des secteurs économiques doivent être sensibilisés à un signal carbone afin d’inciter à des comportements plus vertueux en termes d’émission de GES.

Or, à l’heure actuelle, seuls les secteurs soumis au mécanisme ETS perçoivent un tel signal. Il est donc essentiel d’introduire la contrainte carbone dans les autres secteurs de l’économie, et de les faire contribuer à la formation d’un prix du carbone plus adapté à la réalité climatique et économique. Cette contribution à la contrainte carbone pourrait être envisagée sous une forme fiscale.

Cette taxe, pour être écologiquement efficace, économiquement positive et socialement juste, devra présenter un certain nombre de caractéristiques. Tout d’abord, il conviendra de s’assurer que son instauration ne génère pas de double peine. En d’autres termes, cela nécessite que soient exclues de son champ d’application toutes les activités d’ores et déjà soumises au système européen ETS. Par ailleurs, pour préserver la compétitivité des entreprises et le pouvoir d’achat des ménages, des mesures de compensation et d’accompagnement des acteurs les plus exposés (activités présentant un risque de fuite carbone, ménages les plus modestes…) devront être prévues. A défaut, le risque est grand de voir bon nombre de ces activités être délocalisées vers des pays présentant des réglementations environnementales plus favorables. Enfin, il serait opportun de prévoir une certaine progressivité dans la mise en œuvre d’une telle mesure.

(1) Dans les transports, estimation hors navigation fluviale et aviation.

(2) L’hypothèse de transferts d’usages dans l’industrie est celle proposée par RTE dans le Bilan Prévisionnel 2012.

RépaRtitiOn dE La COnSOmmatiOn finaLE dE pROduitS pétROLiERS En fRanCE En 2011


FICHE



Énergie primaire, énergie finale et rendement énergétique

L’énergie primaire est l’énergie disponible dans l’environnement et exploitable sans transformation, comme le pétrole brut, le gaz naturel ou la biomasse ; tandis que l’énergie finale désigne l’énergie délivrée à l’utilisateur, destinée à un usage final. il s’agit par exemple de l’essence disponible à la pompe, de l’électricité…

La différence entre ces deux types d’énergie réside dans la transformation, le stockage, le transport et la distribution de l’énergie primaire. Le ratio Energie finale / Energie primaire permet de déterminer le rendement énergétique.

Le transport

La consommation d’énergie du secteur des transports est en très grande partie liée au transport routier, qui en représente 94 % en moyenne en France sur la période 1990-2011.

Etant donné que ce mode de transport est celui qui est à l’origine de la plus grande part des émissions de gaz à effet de serre liées à l’utilisation de produits pétroliers, l’analyse des transferts d’usages potentiels dans le secteur des transports s’est concentrée sur ce mode de transport en particulier.

Dans le détail du transport routier, la consommation de produits pétroliers provient en grande majorité du transport routier de voyageurs (véhicules collectifs et individuels), à 60 % environ, tandis que le transport de marchandises représente environ 40 % de cette consommation.

En tenant compte du rythme d’amélioration des rendements des moteurs des véhicules routiers observé ces dernières années, la projection à 2050 de la consommation de pétrole pour les transports routiers à horizon 2050 serait de 455 TWh, soit une quasi stabilisation de cette consommation par rapport à 2011.

Le potentiel de transferts d’usages dans le secteur des transports s’élève donc à 455 TWh dans le scénario « TU PT accru », et à 227 TWh dans le scénario « TU PT extrême ».

L’approche retenue consiste à fixer un niveau de réduction de la consommation des produits pétroliers d’ici à 2050. Pour obtenir des résultats illustratifs et différenciés, l’UFE a déterminé deux cibles :

• un objectif de disparition partielle des usages de produits pétroliers pour le chauffage et le transport routier – appelé par la suite « scénario tU progrès technique accru » (PT accru) ;

• un objectif de disparition complète de l’utilisation de produits pétroliers pour le chauffage et le transport routier – appelé par la suite « scénario tU progrès technique extrême » (PT extrême).

Le choix de définir des cibles extrêmement ambitieuses à horizon 2050 se justifie par la volonté de démontrer des orientations possibles pour les politiques publiques de réduction des émissions de gaz à effet de serre.

La politique de transferts d’usages s’applique sur le volume de produits pétroliers qui serait consommé dans le cas du scénario de demande « PT maintenu » sur la période 2013-2050, et non sur le volume consommé aujourd’hui, afin de tenir compte des effets structurels faisant varier cette consommation. L’estimation des transferts d’usages réalisables se base donc sur les volumes estimés de consommation d’énergie tels que décrits dans l’évolution tendancielle de la consommation d’énergie.

Le bâtiment : chauffage et eau chaude sanitaire

L’utilisation de fioul domestique pour le chauffage et l’eau chaude sanitaire poursuit une tendance à la baisse depuis les années 1980. Cette évolution s’explique à la fois par la diminution des consommations unitaires moyennes d’énergie dans les bâtiments et par le déclin relatif de l’usage du fioul domestique parmi les autres énergies.

La projection tendancielle de la consommation de fioul domestique dans le bâtiment révèle que la part de ce mode de chauffage dans le secteur résidentiel-tertiaire aura nettement diminué, toutes choses égales par ailleurs, en 2050. Ces transferts d’usages dits « naturels » (3) sont déjà compris dans le scénario tendanciel. Les transferts d’usages supplémentaires restant à effectuer pour supprimer cet usage à cet horizon sont donc assez faibles.

La logique retenue dans l’exercice est d’accélérer la substitution du fioul domestique par d’autres énergies, l’objectif étant d’éradiquer cette énergie dans le secteur résidentiel-tertiaire d’ici à 2026 dans le scénario « TU PT extrême », et de diviser par deux la consommation de fioul domestique d’ici à 2026 dans le scénario « TU PT accru ».

Le remplacement du fioul domestique s’effectue par un bouquet d’énergies de substitution. Celles-ci sont au nombre de trois : le gaz, l’électricité et la biomasse, toutes étant moins émettrices de CO2 que le pétrole. Ne pas sélectionner une unique source d’énergie de substitution mais répartir plusieurs sources d’énergie selon le type de logement permet de répondre aux contraintes physiques de certains logements (4).

Les hypothèses retenues pour les énergies de substitution sont les suivantes :

LOGEmEnT InDIvIDuEL LOGEmEnT COLLECTIF

Gaz 25% 40%

Electricité 55% 60%

Biomasse 20% 0%

Une estimation financière des coûts engendrés par la substitution du fioul est réalisée en prenant en compte les coûts liés à l’installation du nouveau système de chauffage et la différence des coûts des énergies. En associant le coût d’une action de transfert d’usages et le CO2 économisé par cette action, nous sommes en mesure de déterminer le coût de la tonne de carbone évitée par une action énergétique, ce qui permet de comparer les actions entre elles.

LES tranSFErtS d’uSaGES

(3) C’est-à-dire sans action spécifique volontaire menée par les agents dans un souci économique ou climatique.

(4) En effet, en fonction de la situation géographique du logement, la pertinence de l’usage d’une énergie par rapport aux autres varie. Par exemple, une maison isolée ne bénéficiera pas du réseau de gaz naturel, elle devra donc choisir entre électricité et biomasse pour se chauffer dans le cadre de notre étude. A l’inverse, les logements collec-tifs au cœur des métropoles auront plus de difficultés à s’approvisionner en biomasse.

évOLutiOn dE La COnSOmmatiOn dE pROduitS pétROLiERS danS LE tRanSpORt ROutiER avEC un pROGRèS tECHniQuE maintEnu

RépaRtitiOn dE La COnSOmmatiOn dE pROduitS pétROLiERS pOuR LE tRanSpORt En fRanCE En 2011

L’impact des transferts d’usages sur la consommation d’énergie L’étude réalisée par l’UFE (7) aboutit aux résultats de consommation d’énergie finale suivants :

Les transferts d’usages engendrent une diminution de la consommation d’énergie finale. Cette baisse résulte essentiellement des différences de rendement entre les technologies utilisées et les transferts modaux dans le transport. En effet, les transferts modaux en faveur des transports en commun permettent de réduire la consommation d’énergie de manière considérable ; et dans le bâtiment, les coefficients de performance des pompes à chaleur entraînent également une chute de la consommation d’énergie pour le chauffage. Au-delà de ce premier constat en volume, la structure de la consommation d’énergie est considérablement modifiée, avec une forte diminution des produits pétroliers au profit des autres énergies. Au total, compte tenu de l’évolution tendancielle de la demande d’énergie et de ces transferts entre énergies, la demande finale d’énergie par secteur évoluerait de la manière suivante :

La logique retenue dans l’exercice consiste à atteindre cet objectif sans toutefois chercher à réduire les usages de transport de voyageurs et de marchandises (5). Autrement dit, il s’agit de satisfaire les besoins du scénario « PT maintenu » en diminuant de moitié (scénario « TU PT accru») ou totalement (scénario « TU PT extrême») la consommation de produits pétroliers dans le transport routier à l’horizon 2050 par rapport au scénario tendanciel. La solution réside à la fois dans les transferts d’usages entre énergies des plus carbonées vers les moins carbonées, et par la prise en compte de transferts modaux entre les différents moyens de transports. Une partie du transport en véhicules individuels fossiles est ainsi reportée vers les transports en commun (bus, tramway, métro, trains…).

La ventilation des transferts d’usages dans le transport a été établie de façon à assurer la faisabilité technique et en cohérence avec des études de projection disponibles sur les évolutions modales de transport (6). Le graphique suivant explicite les hypothèses d’affectation des parts modales de transport à horizon 2050 retenues.

Par ailleurs, l’étude se veut la plus exhaustive possible dans l’étude des coûts de ces transferts d’usages. Outre le coût du transfert lié à la substitution d’un véhicule à essence par un véhicule électrique, auquel s’ajoute la différence de prix entre l’essence économisée et l’électricité consommée, les coûts du développement des infrastructures nécessaires (bornes de rechargement pour les véhicules électriques, développement de lignes de métro ou de tramway supplémentaires…) sont également pris en compte.

Le sujet de la répartition du financement des actions de transferts d’usages n’a pas été traité. Cependant, des incitations financières seront indispensables à la mise en œuvre de ces politiques énergétiques, étant donné les investissements importants qu’elles nécessitent pour les ménages et les entreprises.

impaCt dES pOLitiQuES dE tRanSfERtS d’uSaGES SuR LES mOdaLitéS dE tRanSpORt

impaCt dES pOLitiQuES dE tRanSfERtS d’uSaGES SuR La dEmandE d’énERGiE finaLE

impaCt dES tRanSfERtS d’uSaGES SuR La dEmandE d’énERGiE finaLE

(7) Avec prise en compte des estimations de RTE pour les transferts d’usages de l’industrie vers l’électricité.

(5) Nous constatons d’ailleurs une augmentation tendancielle de l’activité de transport de marchandises et du transport de voyageurs.

(6) Voir par exemple le document « Projection de la mobilité courte distance à horizon 2030 », CGDD, 2013.


Source : estimations UFE

Impacts économiques

L’UFE a mené une analyse des coûts liés à ces politiques de transferts d’usages.

Les investissements cumulés nécessaires pour la réalisation de ces politiques de transferts d’usages s’élèveraient entre 332 Mds€ (scénario « TU PT accru ») et 467 Mds€ (8) (scénario « TU PT extrême »), dont 97 % de ces montants sont liés aux surcoûts des transferts d’usages dans les transports. A noter que ces estimations ont été effectuées à état des technologies actuelles mais avec la prise en compte d’une réduction tendancielle des coûts de production. L’apparition d’une rupture technologique permettrait de réduire ces montants. Les efforts en Recherche & Développement doivent donc être soutenus, notamment dans le secteur des transports, pour permettre de réduire efficacement ces coûts et de favoriser l’émergence de nouvelles technologies propres. Par ailleurs, le développement de moyens de stockage de l’électricité adaptés au fonctionnement performant des véhicules électriques constituerait une innovation majeure permettant de faciliter le déploiement de ce type de véhicules à long terme.

Les leviers d’action politiquesL’un des principaux moyens d’action politique pour la mise en place d’une politique de transferts d’usages entre énergies consiste en l’instauration d’une fiscalité écologique. Il s’agit de faire supporter aux agents économiques, par le biais d’un signal-prix, le coût des dommages que ces derniers causent à l’environnement et qu’ils n’intègrent pas spontanément. D’un point de vue juridique, la montée en puissance de la fiscalité écologique est légitimée par la consécration du principe du « pollueur-payeur », principe qui, du fait de son inscription à l’article 4 de la charte de l’environnement de 2004, est désormais investi d’une valeur constitutionnelle.

Cependant, en dépit de ces justifications, force est de constater, qu’en France, la fiscalité environnementale occupe toujours une place marginale au sein de l’ensemble des prélèvements obligatoires. Une analyse récente du CGDD (9) révèle que le total des recettes issues des taxes environnementales s’élevait, pour l’année 2011, à 40 Md€ et représentait 4,2% des prélèvements obligatoires. A titre de comparaison, la moyenne européenne se situe, toujours selon le CGDD, autour de 6,2%.

La consommation de fioul domestique dans le résidentiel-tertiaire disparaît complétement dans le scénario « PT extrême», et reste très marginale dans le scénario « PT accru ». De plus, dans le scénario « PT extrême », l’usage de produits pétroliers dans le transport se limite aux transports par voies fluviale et ferroviaire.

Selon l’ambition des politiques de transferts d’usages appliquées à horizon 2050, il est donc possible de réduire la consommation totale d’énergie de 90 TWh dans un scénario de « PT accru » et de 135 TWh dans le scénario de « PT extrême ». Cela correspond à des gains respectivement de 4 % et de 6 % de volume d’énergie consommée par rapport à la trajectoire tendancielle de 2050. Même si ces volumes économisés sont relativement faibles, les transferts d’usages permettent une restructuration de la consommation d’énergie selon les secteurs d’activité.

Impacts climatiques

Pour calculer le bilan climatique en termes d’émissions de gaz à effet de serre (GES) de la demande d’énergie estimée à horizon 2050, l’UFE a considéré les coefficients d’émissions par énergie suivants :

COnTEnu GES LIÉ à La COmBuSTIOn D’ÉnErGIE (tCO2eq/tep)

Pétrole 4,97

Gaz 3,36

Electricité 2,55

Charbon 1,06


Les substitutions d’usages entre énergies permettent d’éviter de nombreux rejets de CO2, puisque pour un même usage, la consommation d’électricité, de gaz ou de biomasse est moins émettrice que celle de pétrole. Ainsi, le scénario « TU PT extrême » permet de réduire de 86 MtCO2eq les émissions de gaz à effet de serre liées à la combustion d’énergie à horizon 2050 par rapport à leur niveau de 2010, et le scénario « TU PT accru » de 48 Mt. En 2050, le total des émissions de GES de la France s’élève à 468 MtCO2eq dans le scénario le plus favorable, et à 505 dans le second cas. Cela signifie que, malgré les efforts consentis, l’objectif « Facteur 4 » de 140 MtCO2eq n’est pas atteint par la seule activation du levier transferts d’usages.

En effet, même si les transferts d’usages réduisent considérablement l’empreinte carbone du secteur de l’énergie, les émissions de CO2 liées au secteur de l’énergie sont encore importantes. Par ailleurs, les émissions de GES des autres secteurs émetteurs (agriculture, industrie non énergétique…) sont considérées stables de 2010 à 2050, pesant alors plus du tiers des émissions totales de GES en 2050 dans le scénario « TU PT extrême ».

impaCt dES tRanSfERtS d’uSaGES SuR LES émiSSiOnS dE GES En 2050

(8) En euros constants base 2011.

(9) Commissariat Général au Développement Durable, « La fiscalité environnementale en France : un état des lieux », Avril 2013.


principes générauxA partir de son scénario de référence et de l’étude des leviers d’action sur la demande d’énergie, l’UFE a déterminé deux trajectoires possibles de la demande d’énergie à horizon 2050 :

• Une trajectoire de demande « progrès technique accru » (Pt accru), combinant l’évolution tendancielle de la demande avec poursuite de l’amélioration de l’intensité énergétique, et les scénarios de TU et d’EE « PT accru » ;

• Une trajectoire de demande « progrès technique extrême » (Pt extrême), combinant l’évolution tendancielle de la demande avec poursuite de l’amélioration de l’intensité énergétique, et les scénarios de TU et d’EE « PT extrême ».

Il est important de préciser que la démarche retenue pour estimer cette demande consiste dans un premier temps à appliquer le gisement estimé d’efficacité énergétique sur la demande tendancielle d’énergie estimée avec poursuite de l’amélioration de l’intensité énergétique, puis dans un second temps à appliquer le scénario de transferts d’usages correspondant sur cette demande intermédiaire.

résultats

Conséquences énergétiques

Les estimations de chacun de ces paramètres aboutissent aux volumes de demande d’énergie suivants :

LES ScÉnarioS dE dEmandE ÉnErGÉtiquE dE L’uFE

La combinaison des leviers d’action sur la demande d’énergie entraîne une réduction considérable des émissions de gaz à effet de serre, et notamment de CO2. Dans le secteur de l’énergie, les émissions de CO2 diminuent de 19% à 36% selon les scénarios. Cependant, le niveau des émissions de GES de l’économie française demeure encore très supérieur à l’objectif « Facteur 4 ». A nouveau, il est essentiel de rappeler qu’atteindre l’objectif « Facteur 4 » en 2050 doit inéluctablement passer par des actions de réduction des émissions de GES des autres secteurs émetteurs (agriculture, industrie non énergétique…), celles-ci représentant 32 % des émissions de GES totales en 2050 dans le scénario « PT accru » et 38 % dans le scénario « PT extrême ».

Synthèse des résultats des scénarios de demande de l’UFE

2011 SCénArIO «Pt ACCrU» SCénArIO «Pt ExtrêME»

Consommation d’énergie, TWh

Emissions de GES, mtCO2eq





Demande du scénario "PT maintenu"

1809 522 2177 554 2177 554

Impact de l'efficacité énergétique

- - - 154 - 27 - 350 - 60

Impact des transferts d'usages

- - - 90 - 48 - 135 - 86

dEMAndE FInALE tOtALE

1809 522 1933 479 1693 409

Ecart de GES par rapport à la cible "Facteur 4" (140 Mt)

- 382 - 339 - 269

biLan énERGétiQuE dES SCEnaRiOS dE dEmandE d’énERGiE finaLE

impaCt dES aCtiOnS SuR La dEmandE d’énERGiE SuR LES émiSSiOnS dE GES En 2050


FICHE



Plusieurs enseignements sont à retenir de ces projections sectorielles de la consommation d’énergie dans les différents scénarios étudiés :

• L’utilisation de fioul domestique disparaît quasi intégralement à horizon 2050 dans chacun des deux scénarios.

• La consommation de produits pétroliers dans le secteur des transports se réduit considérablement entre 2025 et 2050 dans le scénario « PT extrême », mais ne disparaît pas, à cause des consommations de produits pétroliers de la navigation fluviale et de l’aviation qui ne sont pas traitées par l’UFE.

• La consommation d’énergie de l’agriculture évolue de manière tendancielle dans les deux scénarios. Aucune hypothèse de transferts d’usages et d’efficacité énergétique n’est appliquée sur ce secteur.

Impacts climatiques

Pour calculer le bilan climatique en termes d’émissions de gaz à effet de serre (GES) de la demande d’énergie estimée à horizon 2050, l’UFE a considéré les coefficients d’émissions par énergie suivants :

COnTEnu GES LIÉ à La COmBuSTIOn D’ÉnErGIE (tCO2eq/tep)

Pétrole 4,97

Gaz 3,36

Electricité 2,55

Charbon 1,06


Les deux scénarios définis par l’UFE entraînent une réduction du volume d’émissions de GES liées au secteur de l’énergie.

Au total, la demande d’énergie finale de la France s’établit à 1933 TWh en 2050 dans le scénario « PT accru » et à 1693 TWh dans le scénario « PT extrême ». Cela correspond respectivement à une baisse de 11 % et 22 % par rapport au volume correspondant à l’évolution de la demande d’énergie du scénario « PT maintenu ».

En outre, la dépendance aux produits pétroliers de la demande nette finale d’énergie serait nettement réduite à horizon 2050 dans chacun des deux scénarios établis par l’UFE :

D’un point de vue sectoriel, les deux scénarios définis par l’UFE se traduisent de la manière suivante :

StRuCtuRE dE La dEmandE d’énERGiE En 2050 SELOn LES SCEnaRiOS

LES ScEnarioS d’EvoLution dE La dEmandE d’EnErGiE

évOLutiOn dE La dEmandE d’énERGiE finaLE paR SECtEuR danS LE SCEnaRiO « pROGRèS tECHniQuE aCCRu »

évOLutiOn dE La dEmandE d’énERGiE finaLE paR SECtEuR danS LE SCénaRiO «pROGRèS tECHniQuE EXtRêmE »

Le mix électrique français à fin 2012Au 1er janvier 2013, le parc de production d’électricité en France est composé de la manière suivante :

Sur un total de capacités installées d’environ 130 GW, les installations nucléaires en représentent environ la moitié, suivies des capacités thermiques (22 %) et hydrauliques (20 %), et enfin des autres énergies renouvelables (9 %), telles que l’éolien terrestre, le photovoltaïque et la biomasse.

LE parc dE production ÉLEctriquE FrançaiS

un parc de production significativement exportateurLe mix électrique français contribue aujourd’hui fortement à la sécurité d’approvisionnement en énergie de la France et à ne pas aggraver davantage son déficit commercial.

La facture énergétique de la France (constituée principalement des importations de pétrole et de gaz) s’est établie à plus de 69 Md€ en 2012, en hausse de 30 Md€ depuis 2009.

La constitution du mix actuel évite de creuser davantage ce déficit et les exportations d’électricité permettent d’atténuer le déficit commercial.

La France dispose aujourd’hui, au travers de ces capacités d’interconnexions avec ses voisins, de capacités d’importations estimées à 9 GW et de capacités d’exportations estimées à 13 GW. En 2012, le solde net des échanges transfrontaliers d’électricité de la France a été exportateur de 44 TWh, ce qui en fait le pays le plus exportateur d’électricité au niveau européen. Ces exportations ont généré un excédent commercial de 1,9 Md€.

CapaCitéS dE pROduCtiOn d’éLECtRiCité inStaLLéES En fRanCE au 1ER janviER 2013

déCOmpOSitiOn dES CapaCitéS dE pROduCtiOn d’éLECtRiCité inStaLLéES En 2012

pRéviSiOn dE pROduCtiOn d’éLECtRiCité dES mOyEnS ditS « fataLS » à J-1 dU 04/07/2013 AU 08/07/2013

éCHanGES d’éLECtRiCité auX fROntièRES dE La fRanCE pOuR L’annéE 2012


FICHE

LE SYSTEME ELECTRIQUE FRANÇAIS


Source : UFE d’après données RTE

Cette puissance installée a permis de produire 541,5 TWh en 2012, qui se décompose de la façon suivante :

un parc de production aujourd’hui très peu carbonéLa production d’électricité française repose pour près de 90 % sur les moyens de production nucléaires et hydrauliques, technologies présentant l’avantage, comme les autres sources d’énergies renouvelables, de ne pas émettre de gaz à effet de serre. Les énergies fossiles représentent 9 % de la production électrique en 2012.

Avec un parc de production d’électricité à 90 % sans CO2, un Français émet globalement environ 5 tonnes de CO2 par an contre 9 tonnes de CO2 par an pour un Allemand ou un Danois, dont l’électricité reste majoritairement produite à partir de charbon et de gaz. Malgré le développement des énergies renouvelables, les émissions de CO2 en Allemagne ont d’ailleurs progressé en 2012, du fait notamment d’un appel soutenu aux centrales au lignite.

On constate également depuis plusieurs années une progression importante en termes de capacités installées des énergies renouvelables autres qu’hydrauliques. Ces énergies renouvelables représentent 5 % de la production totale d’électricité en 2012.

Toutefois, l’intégration de ces technologies renouvelables n’est pas sans conséquence sur le système électrique. En effet, la production éolienne et photovoltaïque a la caractéristique d’être intermittente : leur niveau de production est très variable selon les conditions climatiques (vent et soleil) ; en l’absence de conditions favorables, ce niveau peut être très faible. Par exemple, la production photovoltaïque ne contribue pas à la pointe du soir (19 h) en hiver où il fait nuit. La forte variabilité de cette production nécessite d’autres moyens pour assurer l’équilibre offre-demande lorsque les conditions climatiques sont défavorables.

Les variations assez rapides de la production, difficiles à prévoir, peuvent se traduire par des variations importantes des flux sur le réseau et solliciter fortement les moyens d’équilibrage sur l’ensemble du réseau synchrone européen.

LE parc dE production ÉLEctriquE FrançaiS

déCOmpOSitiOn du miX dE pROduCtiOn d’éLECtRiCité dE La fRanCE En 2012

COntEnu CaRbOnE dE L’éLECtRiCité paR payS En 2010

émiSSiOnS dE CO2 LiéES à La pROduCtiOn d’éLECtRiCité, paR tECHnOLOGiE

évOLutiOn dES CapaCitéS inStaLLéES dE pHOtOvOLtaïQuE Et d’éOLiEn pOuR La pROduCtiOn d’éLECtRiCité

La demande d’électricité se caractérise par deux composantes : l’énergie consommée (exprimée en TWh) et la puissance appelée (exprimée en GW).

L’équilibre offre-demande de l’électricité devant être assuré à chaque instant (équilibre en puissance), le parc de capacités installées doit être suffisant pour satisfaire la puissance appelée quand elle est à son niveau le plus élevé, couramment appelé « pointe de consommation ».

Avec la croissance démographique et l’accroissement de l’activité économique, la consommation d’énergie et la puissance appelée à la pointe augmentent.

Au cours des dix dernières années, le rythme d’augmentation de la puissance appelée à la pointe a été plus élevé que le rythme de croissance de la consommation moyenne, qui s’est infléchi.

Dans les années à venir, l’amélioration de la performance des équipements, le déploiement d’offres commerciales plus incitatives et une gestion plus « smart » des consommations permises par les nouvelles technologies devraient conduire au ralentissement de cette croissance de la consommation de pointe.

Pour limiter les risques de défaillance du système électrique au niveau souhaité par les pouvoirs publics, il convient de veiller à la fois à maîtriser cette demande à la pointe et à ce que le parc de production électrique soit dimensionné et soit rapidement mobilisable pour pouvoir y répondre.

La GEStion dE La pointE

évOLutiOn dE La COnSOmmatiOn dE pOintE En fRanCE


FICHE



Source : calculs UFE d’après données RTE

Limiter la demande de pointe La consommation de pointe survient essentiellement en début de soirée aux alentours de 19 heures, en hiver. Le record historique de pointe de consommation électrique enregistré est celui du 8 février 2012 à 19 heures (102,1 GW de puissance appelée). En période de grand froid, le déclenchement simultané des appareils de chauffage électrique d’appoint dans les logements a un impact direct sur la consommation de pointe. Limiter l’expansion de l’utilisation de chauffages « sauvages » mal utilisés et peu efficaces et les remplacer par des équipements électriques performants est donc indispensable pour maîtriser l’évolution de la pointe de consommation. La généralisation des ampoules basse consommation est également un facteur d’atténuation de la pointe qu’il est indispensable d’encourager.

Les effacements de consommation contribuent eux aussi à atténuer la consommation à la pointe. Ces effacements peuvent être activés soit par sollicitation directe, soit par l’intermédiaire de signaux tarifaires incitant le client à réduire ponctuellement sa consommation lorsque le système est tendu. Cependant, la capacité d’effacement des consommateurs industriels a été réduite de moitié lors des dix dernières années (1).

une obligation de capacité pour assurer la sécurité du système électriqueA l’heure actuelle, les moyens de production d’électricité sont essentiellement rémunérés sur le marché de gros pour l’énergie qu’ils produisent (2), la puissance n’étant pas valorisée. Dans un marché de l’électricité dit « energy only », il n’est pas possible de rentabiliser l’investissement dans des moyens de pointe qui ne seront appelés que très peu d’heures dans l’année, pour faire face aux situations de consommation de pointe.

L’introduction des EnR intermittentes contribue à l’approvisionnement en énergie mais ne concourt que très faiblement à la sécurité d’alimentation à la pointe. En effet, leur contribution à la satisfaction de la demande de puissance dépend des conditions météorologiques : la production du photovoltaïque est nulle à la pointe hivernale de 19 heures, où il fait nuit, et il est fréquent que la production éolienne soit faible faute de vent.

La mise en place d’une obligation et d’un marché de la capacité prévu par la loi NOME (3) reste donc nécessaire pour compléter le marché de l’énergie, afin d’apporter une réponse aux enjeux de sécurisation de l’alimentation en électricité.

Elle devra permettre de révéler le prix de la capacité et d’orienter les choix vers les moyens les plus efficients pour assurer les besoins en puissance du système électrique (capacités de production ou effacements) nécessaires pour assurer la sécurité d’alimentation en électricité.

(1) Source : EDF.

(2) Auxquels s’ajoutent la rémunération des services rendus au système et la participation au mécanisme d’ajustement.

(3) Loi sur la Nouvelle Organisation du Marché Electrique, 2010.

La GEStion dE La pointE

Dans un contexte de développement des productions fatales intermittentes, le besoin de solutions permettant de gérer les flux dans le système électrique est croissant. Le stockage est l’un des moyens possibles pour y répondre. Les deux principaux moyens de stockage utilisés dans le système électrique sont l’eau chaude sanitaire chez les consommateurs finaux, et les Stations de Transfert d’Energie par Pompage (STEP) raccordées au réseau de transport d’électricité.

Les StEp : un élément clef du système électriqueLes STEP sont des moyens de production d’électricité hydraulique dont le principal apport au système électrique est de stocker l’électricité, en pompant l’eau d’un bassin inférieur vers un bassin supérieur lorsque les prix de l’électricité sont faibles, pour la restituer au moment opportun.

Les caractéristiques techniques des STEP permettent des variations de charge très rapides, ce qui en fait l’un des actifs les plus flexibles du parc de production électrique et un outil privilégié dans la gestion dynamique du système électrique. Les STEP sont à ce jour le meilleur outil permettant de répondre à ce double besoin de stockage et de flexibilité : l’énergie stockée est de l’ordre de 10 GWh par STEP et les délais de démarrage sont de quelques dizaines de secondes. En outre, les STEP représentent la technologie de stockage la plus mature (1) (des projets de turbinage / pompage sont exploités en Europe depuis près d’un siècle), la moins onéreuse en matière de capital investi (par rapport aux batteries à l’air comprimé et à l’hydrogène) et de rendement (plus de 80 %).

Les STEP constituent un atout du système électrique français :

• d’une part, le territoire national, par sa topographie, possède le potentiel nécessaire pour développer des STEP de grande envergure (plusieurs centaines de MW, activables sur des durées hebdomadaires), notamment à partir de réservoirs existants ;

• d’autre part, l’industrie française est l’un des leaders mondiaux des développements technologiques récents qui ont accru les rendements et la flexibilité des STEP.

Malgré ces atouts, le développement des STEP est aujourd’hui, en France, au point mort.

La vaLoriSation du StockaGE : L’ExEmpLE dES StEp

(1) Étude de Frontier Economics, Des stockages efficaces d’électricité ont besoin d’un cadre réglementaire efficace, septembre 2011.


FICHE



une valorisation via le marché de l’énergie en baisseLa composante principale de valorisation des STEP est la différence entre les prix de l’électricité en période creuse et de pointe (ce qu’on appelle l’écart peak / off-peak). Or, ces dernières années, l’écart peak / off-peak des prix de marché a eu tendance à baisser, fragilisant l’intérêt économique des STEP. Les principales raisons de cette tendance sont la crise économique, un investissement fort dans des nouveaux moyens performants de production thermique (charbon en Allemagne, CCG) et l’insertion massive des énergies renouvelables. Cette tendance particulièrement forte en Allemagne, qui impacte les prix de marché de la plaque CWE (Central West Europe) et donc les prix français, est caractéristique d’un mix présentant une forte proportion d’énergie fatale à coût marginal nul (2). Force est de constater que la puissance du photovoltaïque les jours ensoleillés atténue les contrastes de prix entre jour et nuit.

Le paradoxe est donc que le développement des EnR augmente le besoin de flexibilité dans le système électrique, mais diminue la rentabilité des moyens de stockage en contribuant à l’écrasement de l’écart entre le prix de la pointe et celui des heures creuses.

A la suite du rapport Sido-Poignant (3), un mécanisme d’obligation de capacité a été prévu par la loi NOME pour répondre aux enjeux de sécurité d’alimentation. Celui-ci devrait permettre de révéler la valeur attachée à la capacité nécessaire à la sécurité d’alimentation du système et ainsi de révéler la valeur de l’hydraulique de pointe à son juste niveau.

Cependant, selon les projections de l’UFE (4), cette valeur de la capacité ne suffira pas à rendre l’économie des STEP assez intéressante pour déclencher des investissements.

un manque de valorisation de la flexibilitéLa flexibilité des moyens de production, bien qu’essentielle au système électrique, est aujourd’hui peu valorisée en Europe et particulièrement en France.

Les STEP sont un important contributeur au mécanisme d’ajustement de par leur flexibilité et leurs capacités installées. Elles contribuent à la fourniture des réserves contractées par appel d’offre.

La rémunération associée au réglage primaire et secondaire de la fréquence (services système) est actuellement insuffisante. Elle a peu évolué depuis 2001 et reste aux alentours de 17€/h.MW. Elle nécessiterait d’être revalorisée, pour couvrir les coûts complets supportés par les moyens de production fournissant ce service.

Enfin, la Commission européenne a rappelé que certains services au système, indispensables à son équilibre (fourniture de réactif, black-start), n’étaient pas rémunérés actuellement.

un poids important de la fiscalitéParmi les coûts qui pèsent sur l’économie des STEP, les taxes (taxes foncières, IFER…), notamment les taxes locales en raison de l’importance des investissements et de surfaces de terrain concernées, constituent l’un des principaux postes des charges d’exploitation de ces installations (hors énergie consommée).

(2) L’accroissement des énergies renouvelables intermittentes déplace la courbe du merit order, ayant pour effet d’abaisser le coût de production à la pointe sans toutefois faire baisser, dans les mêmes proportions, celui des heures creuses qui reste sur du marginal nucléaire ou thermique.

(3) Groupe de travail sur la Maîtrise de la pointe électrique, Avril 2010.

(4) Etat des lieux et propositions d’évolution sur l’économie des stations de transfert d’énergie par pompage (STEP), UFE, 2013.

La vaLoriSation du StockaGE : L’ExEmpLE dES StEp

Le réseau de transport d’électricité, un outil industriel clé d’optimisation pour permettre le développement des énergies renouvelables et la solidarité électrique entre les territoires, au moindre coût pour la collectivité et en assurant un approvisionnement en électricité sûr et efficace

Contrairement à une idée répandue, le développement significatif des sources de production à base d’énergies renouvelables, sources dites « décentralisées » de par leur répartition sur le territoire, ne rend pas les grandes artères de transport d’électricité caduques, bien au contraire. Le renforcement du réseau de transport est nécessaire à l’insertion de cette production.

D’une part, les nouveaux sites de production, éoliens ou photovoltaïques, sont souvent installés dans des zones rurales éloignées des zones de forte consommation, puisque leur localisation dépend des ressources naturelles du territoire. D’autre part, la variabilité saisonnière et journalière de leur production impose tantôt d’évacuer les surplus de production vers d’autres zones afin de ne pas la gaspiller, tantôt de recourir à d’autres sources d’énergie pour maintenir en permanence l’équilibre entre l’offre et la demande d’électricité et éviter ainsi des coupures d’électricité.

Pour pouvoir tirer pleinement parti des ressources de nos territoires en matières d’énergies renouvelables, il est donc primordial d’avoir un réseau de transport d’électricité adapté et robuste pour permettre la mutualisation des ressources et l’optimisation de leur utilisation : diffuser l’électricité produite lorsqu’elle dépasse la consommation, et inversement « importer » de l’électricité lorsque la production n’est pas suffisante, et ce à l’échelle des municipalités, des régions et des pays.

Cette optimisation s’opère en effet au niveau régional et national, mais aussi à l’échelle européenne dès lors que les interconnexions permettent à l’Europe d’absorber des variations très importantes et très rapides des transits d’électricité.

développer des solutions dites « locales » (autoconsommation, « smartcities », stockage) ne s’oppose pas au besoin de développer le réseau de transport d’électricité. Au contraire, ces deux options doivent être favorisées conjointement.

Les solutions locales doivent bien sûr être développées mais elles ne peuvent former à elles-seules la solution : c’est grâce au réseau de transport que ces initiatives seront rendues réalisables au meilleur coût et sans remettre en cause la sûreté du système électrique et la qualité d’alimentation de chacun. Le réseau de transport joue un rôle clé dans l’intelligence du système, en permettant l’intégration d’initiatives locales par une optimisation globale à l’échelle de la France et de l’Europe.

Développer et adapter les infrastructures de transport d’électricité au rythme d’évolution du paysage énergétique est une question clé

Les projets de production renouvelable se réalisent en moyenne en quelques années alors que, de la décision à la construction d’une ligne haute tension, il peut s’écouler plus de dix ans dont l’essentiel est consacré aux procédures préalables à la construction des lignes, les travaux en eux-mêmes durant environ un an. Si ces procédures répondent à un devoir d’information et de dialogue indispensable, il est nécessaire de réduire l’écart entre le temps de construction des moyens de production et celui du réseau.

La rationaLiSation dES procÉdurES adminiStrativES pour LE rÉSEau dE tranSport d’ÉLEctricitÉ


FICHE



Pour être au rendez-vous de la transition énergétique qui s’amorce, il est donc essentiel de rationaliser les procédures d’autorisation des infrastructures de transport d’électricité. Sans développement à bon rythme du réseau, l’effort de la collectivité pour développer les énergies renouvelables ne pourra pas être valorisé à la hauteur attendue.

A l’image de ce qui s’est passé en Allemagne, les principaux obstacles au développement des grands ouvrages de transport d’électricité ne sont pas tant de nature économique mais concernent surtout les délais d’instruction administrative.

Le nombre de DUP (Déclaration d’Utilité Publique) déposées au titre du réseau de transport a ainsi explosé ces dernières années, passant d’une trentaine en 2010 à 90 pour l’année 2012. Cette croissance, assortie d’une diminution concomitante des effectifs des services instructeurs, révèle l’importance de mesures de rationalisation des démarches administratives relatives au développement du réseau de transport d’électricité pour pouvoir correctement insérer les énergies renouvelables.

Si ce constat excède le cadre français, - la Commission européenne estimant à l’échelle européenne que les retards provoqués par ces difficultés empêcheront la réalisation d’environ 50 % des projets commercialement viables d’ici à 2020, la situation apparaît particulièrement difficile en France où le cadre réglementaire impose, s’agissant des lignes électriques, des règles plus contraignantes que celles instituées par le seul cadre européen, de telle sorte que les délais qui sont qualifiés de longs à l’étranger seraient considérés en France comme une prodigieuse accélération.

De surcroît, en plus de peser sur la prise de décision et retarder la transition énergétique, les délais extrêmement longs d’autorisation exacerbent les tensions locales liées aux projets. La Commission européenne, pour sa part, a retenu le principe d’un « encadrement » des délais.

dans ce contexte, on peut identifier des leviers d’action principaux susceptibles d’améliorer l’insertion des énergies renouvelables au sein du réseau de transport.

Agir sur les seuils réglementaires pour les études d’impact

Les seuils de soumission aux études d’impact qui s’appliquent en France sont beaucoup plus contraignants que ceux retenus par les directives européennes (1) de telle sorte qu’un ouvrage d’interconnexion (comme c’est le cas du projet entièrement souterrain d’interconnexion Savoie-Piémont entre la France et l’Italie) se voit contraint à la réalisation d’une étude d’impact côté français, alors qu’il n’y est pas soumis de l’autre côté de la frontière.

Pour simplifier les démarches, il s’agit alors de :

• Rationnaliser les seuils réglementaires auxquels les lignes électriques sont soumises pour les études d’impact en reprenant, sans les dépasser, les exigences des directives communautaires ;

• Rendre cohérents ces seuils (distance pour les ouvrages souterrains par exemple) avec les dispositions applicables à d’autres infrastructures linéaires aux impacts équivalents voire plus importants (oléoduc, etc) ;

• Rationnaliser la notion de programme – notamment dans le cadre des raccordements - qui peut conduire les opérateurs à réaliser une étude d’impact commune et donc à s’attendre les uns les autres, ce qui est de nature à retarder la réalisation des opérations respectives.

Améliorer et hiérarchiser les procédures de débat public

S’agissant des procédures de débats publics, il convient de noter que la forme qu’adopte la plupart des débats publics institués via la Commission nationale du débat public (CNDP) ne favorise pas une meilleure compréhension des enjeux collectifs. Enfin, ces débats publics sont toujours le théâtre de discussions sur des sujets qui dépassent les prérogatives du gestionnaire de réseau et auxquels il ne peut répondre ; cela est naturellement le ferment des crispations et frustrations du public.

Ainsi la politique énergétique du pays tient une place hégémonique dans les débats, privant les riverains du dialogue auquel ils ont droit sur l’infrastructure projetée. La conséquence peut donc apparaître paradoxale : l’ensemble des projets de lignes de transport qui ont été soumis à la procédure la plus lourde de débat public – instituée via la CNDP – ont donné lieu à une opposition beaucoup plus vive que les projets qui ont bénéficié d’autres formes de participation du public, davantage centrées sur le seul ouvrage concerné.

Là encore les seuils qui s’appliquent en France sont plus contraignants que les seuils européens. En plus de cette singularité française, les seuils ne s’avèrent pas proportionnés aux impacts réels des projets sur l’environnement. Ainsi, alors que les canalisations de gaz sont soumises à la procédure de débat public quand leur longueur dépasse 200 km, le seuil pour les liaisons 400kV, même souterraines, est ramené à seulement 10 km.

De surcroît, ces débats publics sont souvent redondants et sources de confusion, aux yeux des riverains, avec les enquêtes publiques (DUP) qui s’y rajoutent.

Plusieurs pistes d’amélioration peuvent être entreprises :

• La rationalisation des seuils de soumission à la CNDP, afin de clarifier et d’éviter la redondance des légitimes concertations du public ;

• Rendre cohérents ces seuils (distance pour les ouvrages souterrains par exemple) avec les dispositions applicables à d’autres infrastructures linéaires aux impacts équivalents voire plus importants (oléoduc, etc) ;

• L’adaptation du mode de concertation local à la dynamique globale de la transition énergétique, par la mise en place d’un garant local de la concertation et de la cohérence temporelle par exemple.

(1) Notamment la Directive 85/337/CEE du 27 juin 1985 concernant l’évaluation des incidences de certains projets publics et privés sur l’environnement.

La rationaLiSation dES procÉdurES adminiStrativES pour LE rÉSEau dE tranSport d’ÉLEctricitÉ

Brochure ufe - 2eme partie fiches etudes et analyses detaillees

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