N° 2195

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ASSEMBLÉE   NATIONALE

CONSTITUTION DU 4 OCTOBRE 1958

QUINZIÈME LÉGISLATURE

 

Enregistré à la Présidence de l’Assemblée nationale le 25 juillet 2019.

RAPPORT

FAIT

AU NOM DE LA COMMISSION DENQUÊTE ([1]) sur limpact économique, industriel et environnemental des énergies renouvelables, sur la transparence des financements et sur lacceptabilité sociale des politiques de transition énergétique,

ET PRÉSENTÉ PAR

M. Julien AUBERT, Président,

 

et

 

Mme Marjolaine MEYNIER-MILLEFERT, Rapporteure,

 

Députés.

 

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TOME I

RAPPORT


 

La commission denquête sur limpact économique, industriel et environnemental des énergies renouvelables, sur la transparence des financements et sur lacceptabilité sociale des politiques de transition énergétique est composée de : M. Julien Aubert, président ; Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure ; Mmes Marie-Noëlle Battistel, Laure de La Raudière, Bénédicte Peyrol, et M. Vincent Thiébaut, viceprésidents ; M. Emmanuel Maquet, Mme Claire OPetit et M. Nicolas Turquois, secrétaires ; Mme Sophie Auconie, MM. Xavier Batut, Christophe Bouillon, Mme Anne-France Brunet, M. Anthony Cellier, M. Vincent Descoeur, Mme Jennifer De Temmerman, M. Fabien Gouttefarde, Mmes Danièle Hérin, Stéphanie Kerbarh, MM. François-Michel Lambert, Jean-Charles Larsonneur, Mmes Florence Lasserre-David, Véronique Louwagie, Laurence Maillart-Méhaignerie, Mathilde Panot, M. Hervé Pellois, Mme Claire Pitollat, MM. Didier Quentin, Hubert Wulfranc, et Mme Hélène Zannier, membres.

 

 


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  SOMMAIRE

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Pages

avant propos de M. Julien Aubert, président de la commission denquête

introduction

I. Lintégration dans le mix énergetique des EnR électriques est techniquement viable, même si des questions subsistent

A. De la variabilité de la demande à la variabilité de la production, limpossible défi posé par les EnR intermittentes ?

B. Lintégration des EnR cessIte des adaptations du réseau

C. Foisonnement, prédictibilité et complémentarité viennent réduire la variabilité

D. Bilan et perspectives pour le stockage de lélectricité

II. La transparence des coûts est indispensable pour garantir des choix budgétaires cohérents et un véritable consentement citoyen au financement de la transition énergétique

A. Principes de financement de lénergie

B. Transparence des taxes et préLèvements sur la facture délectricité

1. La part représentative de la fourniture délectricité

a. Le marché de gros

b. Linfluence de laccès régulé à lélectricité nucléaire historique

c. Le lissage par les tarifs réglementés de limpact, pour le consommateur, de la volatilité des prix

d. Le marché des garanties de capacité

2. La part représentative de lacheminement de lélectricité

3. La dynamique du soutien financier public aux énergies renouvelables électriques a été soustraite de la facture délectricité

C. Le dynamisme de la trajectoire des engagements et des charges de soutien aux énergies renouvelables

1. Lappréciation de la Commission européenne est devenue plus stricte en ce qui concerne la compatibilité des aides avec le marché intérieur

2. La perspective dun effet de ciseau des coûts de production de lélectricité de source renouvelable inférieur et de source nucléaire est-elle plausible ?

3. Les énergies renouvelables électriques : de la neutralisation politique de leurs surcoûts à la compétitivité économique

a. Le solaire photovoltaïque

b. Léolien terrestre

c. Léolien posé en mer

d. Lhydraulique, première source délectricité renouvelable

D. La transparence perfectible des financements publics

1. Une lisibilité médiocre des moyens publics mis en place au service de la transition énergétique

a. Des documents budgétaires nombreux et entretenant la confusion

b. Des progrès attendus pour le projet de loi de finances pour 2020

2. Les ressources de la transition énergétique

a. La fiscalité énergétique ayant un impact sur la transition énergétique

b. La fiscalité énergétique au service de la transition

c. La fiscalité non énergétique au service de la transition énergétique

3. Les affectations de crédits au service de la transition énergétique

a. Le compte daffectation spéciale « Transition énergétique »

b. Les aides financières aux particuliers et aux entreprises

c. Le budget général

d. Le fonds chaleur

e. Le cas des CEE

f. Le chèque énergie

4. Dautres modalités dintervention pour la transition énergétique

a. Une dépense fiscale : le crédit dimpôt pour la transition énergétique

b. Des facilités de prêt

c. Des investissements davenir

E. Les financements privÉs : lÉvolution des modèles économiques

1. Bien quencore timides et dépendants des incitations publiques, les investissements privés dans la transition énergétique montent en puissance

a. Des investissements importants mais qui accusent toujours du retard sur certains objectifs

b. La maturité des filières, de la subvention à lautosuffisance ? Un basculement attendu qui demeure à un horizon difficilement prédictible

c. Le mécanisme des garanties dorigine

2. La transition est devenue une réalité pour les grands groupes énergétiques français, qui ont adapté leurs modèles économiques à lessor des énergies renouvelables

a. La diversification pragmatique des activités des groupes historiques

b. La croissance externe et linvestissement dans des technologies de rupture sont aussi des formes de financement privées de transition énergétique

c. Des débouchés économiques nouveaux provoquent des investissements privés par anticipation

d. Le prix du carbone, outil pertinent de fléchage de linvestissement privé ?

3. Lévolution encore embryonnaire du système financier

a. Le financement privé des énergies fossiles demeure massif

b. Le levier de la réglementation financière doit stratégiquement structurer une finance « verte » complémentaire des investissements publics

c. Le financement participatif, outil dappropriation citoyenne des projets

III. Les énergies thermiques

A. La part de la chaleur dans la consommation dénergie en France

1. La France est en retard sur ses objectifs de chaleur renouvelable

2. La compétitivité des EnR thermiques

B. Comment mieux soutenir la chaleur renouvelable ?

1. Les normes de construction peuvent favoriser la transition énergétique

2. Les technologies éligibles au crédit dimpôt transition énergétique

3. Le fonds chaleur

C. Les énergies renouvelables thermiques ciblées par le Fonds chaleur

1. La biomasse

2. La géothermie

3. Le biogaz

4. Le solaire thermique

5. La chaleur fatale

6. Les réseaux de chaleur

D. Lappréciation de la Cour des comptes sur les énergies renouvelables thermiques

E. Les énergies renouvelables thermiques et la climatisation : une pointe estivale en formation ?

IV. Les économies dénergie au cœur des actions pour atteindre les OBJECTIFS CLIMATIQUES DE LA France

A. TENDANCES MONDIALES

1. Total des investissements pour lefficacité énergétique dans le monde entre 2017 et 2018

2. Part de lefficacité énergétique dans la réduction du volume de CO2 entre 2017 et 2018

B. lefficacitÉ ÉnergÉtique liÉe au chauffage en france

1. La construction neuve doit répondre aux exigences de la RT 2012

2. Le parc bâti existant

a. Le gisement des gains énergétiques potentiels

i. Le diagnostic de performance énergétique

ii. Quels postes de travaux pour les rénovations énergétiques ?

b. La qualité des professionnels intervenant est la condition dune politique de rénovation énergétique crédible

c. La capacité financière des ménages demeure le facteur permettant la réalisation concrète des objectifs de la politique de rénovation énergétique

3. Les dispositifs de soutien public nationaux

a. Les limites du crédit dimpôt pour la transition énergétique (CITE)

b. La TVA à taux réduit sur les travaux de rénovation énergétique

c. Léco-prêt à taux zéro

d. Les aides de lAgence nationale damélioration de lhabitat (Anah)

4. Les certificats déconomies dénergie (CEE)

V. centralisation de la programmation ÉnergÉtique : de la nation À leurope…

A. Le NÉCESSAIRE PASSAGE dune LOGIQUe doptimisation nationale À une logique doptimisation europÉenne

B. Les engagements européens en matière de transition énergétique

1. La transposition de lAccord de Paris dans la stratégie européenne de lutte contre le changement climatique : un choix ambitieux, renforcé par la présidence finlandaise

2. Le paquet Énergie-Climat : une ambition climatique et énergétique, dite stratégie 20/20/20

3. Une vision ambitieuse : une planète sobre pour tous. Une vision européenne stratégique à long terme pour une économie prospère, moderne, compétitive et neutre pour le climat

4. La présidence finlandaise : une ambition renforcée pour la lutte contre le changement climatique

C. La construction de lUnion de lénergie : Un paquet « Énergie-Climat » favorable aux Énergies renouvelables

1. Le traité de Lisbonne pose une base légale en termes de compétence communautaire dans le domaine de lénergie

2. Le quatrième rapport sur létat de lUnion de lénergie, adopté le 9 avril 2019, précise les progrès accomplis dans le secteur des énergies renouvelables

3. La communication du 18 juin 2019 renforce les obligations des États membres afin datteindre les objectifs de lUnion de lénergie et de laction pour le climat

D. La convergence des choix politiques en matière de bouquet énergétique

1. Lexemple allemand : un choix ambitieux en termes dénergies renouvelables… financé in fine par le consommateur

a. Energiewende, le choix assumé des énergies renouvelables

b. Un financement de la transition énergétique innovant : le Fonds spécial « Energie-Climat » (EKF)

c. Le choix dune fiscalité verte assumée in fine par le consommateur

d. Malgré les coûts induits pour le consommateur, une forte acceptabilité

2. Lexemple de la Suède : un modèle à suivre ?

a. La taxe carbone, un modèle dacceptabilité sociale

b. Une transition énergétique réussie grâce à une réforme fiscale dampleur

c. Le marché des certificats verts délectricité renouvelable, un modèle à étudier

VI. … et dÉcentralisation de la transition ÉnergÉtique : de la nation, aux territoires, aux citoyens

A. les outils de planification de la transition ÉnergÉtique

1. La SNBC

2. La PPE

3. Le SRADDET

4. Le PCAET

B. Une telle pluralité de documents de planification apparaît source dincertitudes quant à leur portée juridique et dune insuffisante clarté quant à leur articulation

1. La portée juridique des différents documents de planification, parfois complexe à saisir, se révèle souvent très faible

2. Le grand nombre de documents et leur manque darticulation rendent complexes lappropriation de la planification tout comme la réalisation des objectifs de la transition énergétique

3. Une planification peu lisible et des résultats décevants

a. Le suivi des objectifs et indicateurs est complexe, fragilisant encore lappropriation, notamment par le grand public, de la planification en matière de transition énergétique,

b. Les écarts constatés entre les objectifs et la réalité poussent à la prudence dans lélaboration des prochaines programmations

C. Lappropriation locale des projets dinstallations TEND À conforter Leur RÉALISATIOn ET CONDITIONNE UNE ADHÉSION DURABLE À LA TRANSITION ÉNERGÉTIQUE

1. Lassociation des territoires facilite lappropriation locale des objectifs nationaux du développement des énergies renouvelables

2. Ladhésion citoyenne

3. Des citoyens qui souhaitent sengager dans la transition : la flexibilité de la demande « à la demande »

CONCLUSION

RECOMMANDATIONS DE LA COMMISSION DENQUÊTE

EXAMEN EN COMMISSION

CONTRIBUTIONS ÉCRITES

I. contribution du groupe UDI, agir et indépendants, portée par Mmes Sophie auconie et laure de la raudière

II. contribution visant À proposer des recommandations collectives au rapport de la commission deNquête

III. contribution de m. Xavier batut

IV. CONTRIBUTION DE M. vincent DESCOEUR

V. contribution de mme LAURE DE LA RAUDIère

VI. contribution de Mme véronique LOUWAGIE

VII. contribution de M. EMMANUEL MAQUET

VIII. contribution de M. VINCENT THIÉBAUT

IX. Contribution de M. nicolas Turquois

Liste des personnes auditionnées

annexes

I. ANNEXE I : charte morale dengagement dans le cadre dun projet de dÉveloppement de parcs Éoliens À FURNES

II. ANNEXE II : CHARTE ÉTHIQUE DE France Énergie Éolienne


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   avant propos
de M. Julien Aubert,
président de la commission d’enquête

En février dernier, à l’initiative du groupe Les Républicains, la commission du développement durable adoptait le principe de la création d’une commission d’enquête sur l’impact économique, industriel et environnemental des énergies renouvelables, sur la transparence des financements et sur l’acceptabilité sociale des politiques de transition énergétique.

Soixante-treize auditions publiques durant cent heures – un record pour une commission d’enquête - ont permis d’entrevoir les coulisses de la transition énergétique et de pointer un certain nombre de faits, d’où il ressort que tout ne va pas de soi, derrière la rhétorique de l’évidence d’énergies renouvelables inépuisables, partant, « gratuites » et écologiques, au point même que le président de la commission denquête a été menacé de poursuites judiciaires pour des appréciations portées à sa connaissance et à celle des membres de la commission, lors d’une audition, et qui ont déplu à un développeur d’énergie éolienne.

Les interrogations que suscite la transition énergétique tiennent à la prise de conscience de l’écart entre, d’une part, le discours présentant cette transition comme l’instrument d’une révolution technologique et sociale souriante et maîtrisée, et, d’autre part, les conséquences vécues des choix faits à mesure que ces conséquences se déploient.

La transition énergétique coûte cher. Elle a un coût croissant pour le consommateur d’énergie et contribuable. Pourtant, telle qu’elle est conçue, cet effort a une portée limitée au regard des enjeux climatiques, notre production d’électricité étant déjà faiblement émettrice de gaz carbonique. Quant à la promesse de proximité, elle prend souvent le visage de lacceptation résignée dinconvénients multiples, sous l’injonction expresse ou implicite d’un « il faudra vous y faire. », quand n’apparaissent pas, de plus en plus, des signes d’une révolte croissante des territoires ruraux à l’égard de certaines formes d’énergie renouvelable.

Le malentendu risque, de plus en plus, d’être le signe distinctif de cette transition énergétique. Ces cent heures d’audition ont cependant permis de dégager un fil rouge (ou vert) de lecture de l’actuelle politique de transition énergétique.

1.   La transition du nucléaire vers les énergies électriques intermittentes n’a aucun impact sur le CO2 et ne permet donc pas de lutter contre le réchauffement climatique

Quelle transition énergétique est-elle en réalité à l’œuvre en France aujourd’hui ? Il s’agit de la première question à laquelle la commission d’enquête a répondu, et sur laquelle la réponse est consensuelle, rappelée en introduction du rapport.

a.   L’impact sur le CO2

En 2018, les émissions de gaz carbonique ont représenté, en France, de l’ordre de 9 % des émissions de l’Union européenne et de 0,9 % des émissions mondiales. Plus de 30 % des émissions proviennent des transports routiers, transport individuel et de marchandises, plus de 20 % du bâtiment résidentiel et tertiaire. Pour sa part, la production délectricité est responsable de 5 % des émissions.

Si l’on considère maintenant l’évolution à moyen terme, entre 1960 et 2016, des émissions de gaz carbonique en France métropolitaine, telle qu’elle ressort des données du CITEPA ([2]), une telle évolution fait apparaître :

▪ une forte diminution des émissions au titre de la transformation d’énergie, de 79 millions de tonnes en 1960 à 44 millions de tonnes en 2016, après un pic à 146 millions de tonnes en 1980. Il faut y voir, en grande partie, les conséquences du choix électronucléaire pour la production d’électricité, lors de la précédente transition énergétique ;

▪ une forte diminution également des émissions au titre de l’industrie manufacturière, qui reviennent de 129 millions de tonnes en 1960 à 74 millions de tonnes en 2016, après un pic en 1973 à 136 millions de tonnes. Ce résultat traduit les efforts d’efficacité énergétique et, hélas, les effets de la désindustrialisation affectant notre pays ;

une très forte augmentation des émissions au titre du transport routier, une quasi-multiplication par six, puisqu’elles passent de 21 millions de tonnes en 1960 à 122 millions de tonnes en 2016, après un pic à 130 millions de tonnes dans les années 2002-2004 ;

une forte augmentation des émissions dans le champ résidentiel et tertiaire, puisqu’elles passent de 49 millions de tonnes en 1960 à 75 millions de tonnes en 2016 après un pic à 136 millions de tonnes en 1973.

 Si l’on se fixe pour objectif de diminuer les émissions de CO2 aucune ambiguïté ne demeure quant aux cibles des actions prioritaires à mener : il sagit du transport et du bâtiment.

Or, si l’on met la répartition par filière de l’aide publique à la transition énergétique en regard d’un tel constat, la conclusion apparaît tout autant dépourvue d’ambiguïté : les choix de soutien public tendent avant tout à mettre en œuvre une nouvelle transition électrique, visant à substituer au nucléaire des énergies alternatives électriques. Compte tenu des caractéristiques de notre bouquet électrique, de tels choix visent donc essentiellement à substituer une énergie décarbonée à une énergie déjà décarbonée.

Lors de son audition par la commission d’enquête, M. Jean François Carenco, le président de la CRE, ne s’en est d’ailleurs pas caché et a expressément convenu du fait que la transition énergétique et le développement des énergies renouvelables électriques ne sont pas réalisés dans le but de diminuer les émissions de gaz à effet de serre : « Il ne faut pas sy tromper : grâce au mix énergétique décarboné, composé principalement de nucléaire et dhydroélectrique, nous bénéficions déjà de faibles émissions de CO2 et dun prix de lélectricité maîtrisé. Nous émettons six fois moins de CO2 que nos voisins allemands et le prix de lélectricité pour un consommateur résidentiel moyen est de lordre de 180 euros par mégawattheure contre 300 euros en Allemagne. Le développement des énergies renouvelables électriques ne sert donc pas à réduire les émissions de CO2. Il faut le rappeler, car on dit beaucoup de mensonges à ce sujet. Cela na aucun sens et procède dune forme de populisme idéologique. » ([3])

Si l’on veut être précis, largument de la décarbonation mériterait dailleurs dêtre relativisé, lorsque lon parle de développer la production électrique. Selon l’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie (ADEME), un panneau solaire doit fonctionner en moyenne trois ans pour produire lénergie qui a été nécessaire à sa fabrication, son impact carbone étant en moyenne de 55 grammes déquivalent CO2/kWh. Les étapes de purification et de préparation du silicium nécessitent beaucoup d’énergie et passent encore par l’utilisation de produits chimiques comme l’acide sulfurique.

Quant aux éoliennes, si elles n’émettent pas de gaz à effet de serre lors de leur production d’électricité, elles nen demeurent pas moins une source globale démissions au cours de leur cycle de vie. Toujours selon l’ADEME, l’analyse du cycle de vie d’une éolienne, qui prend en compte à la fois l’extraction et le traitement des matières premières mais aussi les processus de fabrication, le transport, la distribution, la réutilisation et le recyclage de certains composants, conduit à une émission en moyenne entre 12 et 15 grammes déquivalent CO2/kWh. Ce résultat s’explique en grande partie par la fabrication des composants qui représente 50 % de l’équivalent CO2 ainsi que par leur transport vers le site d’assemblage ou d’installation.

b.   L’impact environnemental

Au-delà du strict sujet du carbone, l’impact environnemental de la transition énergétique peut s’envisager de plusieurs façons.

Dans une première approche, on peut s’attacher aux critères permettant de définir les énergies renouvelables. De façon simple et tautologique, est renouvelable ce qui est considéré comme renouvelable par les directives européennes ou le code de l’énergie. On peut aussi vouloir rechercher ce que recouvre plus concrètement cette distinction, tant prisée et mise en avant. Si l’on prend l’opposition entre le nucléaire et l’éolien, tous deux faiblement émetteurs de CO2, l’un est classé dans la rubrique des énergies renouvelables et l’autre est classé dans la rubrique des énergies fossiles, parce que l’un utilise la force du vent et l’autre le minerai d’uranium.

Or, si l’on passe à une approche en termes de cycle de vie et d’efficacité de la production, il apparaîtra que les énergies renouvelables consomment néanmoins plus de matières minérales et métalliques que les technologies du bouquet énergétique traditionnel, ainsi quune plus grande variété de métaux. Selon le Bureau de recherche géologique et minière (BRGM), par rapport aux énergies fossiles, pour une même quantité d’énergie produite, l’éolien et le photovoltaïque nécessitent quinze fois plus de béton, quatre-vingt-dix fois plus d’aluminium et cinquante fois plus de cuivre. S’agissant des métaux, 70 % des métaux de la table de Mendeleïev sont nécessaires à la transition énergétique.

Une centrale nucléaire, classée dans les modes de production fossiles, est faite de béton, d’acier et a besoin de minerai pour produire de l’électricité, quand une éolienne, classée dans les modes de production renouvelables, est faite de béton, d’acier et de métaux pour capter le vent nécessaire à la production d’électricité. La fabrication de la plupart des panneaux photovoltaïques est aujourd’hui à base de silicium, l’un des éléments les plus abondants de la croûte terrestre, et utilise l’aluminium, l’argent, le plomb pour les soudures et le brome pour les onduleurs.

Il est à noter que le problème n’est pas seulement en amont de la transition. S’agissant du véhicule électrique, les représentants du BRGM ont indiqué, lors de leur audition par la commission d’enquête, qu’en cas d’atteinte des objectifs de développement de la voiture électrique en France, la consommation de cobalt française serait équivalente à la consommation en cobalt mondiale actuelle. Ils ont également tempéré l’argument consistant à pouvoir s’en remettre au recyclage pour atteindre l’indépendance d’approvisionnement en métaux, compte tenu des changements d’échelle induits par la transition énergétique elle-même.

Il ne s’agit pas ici de prétendre qu’il existerait des moyens de produire de l’énergie sans inconvénients, mais de souligner le déséquilibre existant entre un discours excessivement à charge dans le cas des énergies fossiles et un discours excessivement à décharge dans le cas des énergies dites vertes. Dans ses auditions, la commission d’enquête s’est attachée à corriger ce déséquilibre.

*

*     *

Les enseignements de la commission d’enquête conduisent donc au constat partagé dune politique de soutien à lénergie électrique sans impact majeur en termes de réduction des émissions de CO2, mis à part ce qui a trait au remplacement des centrales au charbon, étant entendu que ces dernières sont pilotables, ce que ne sont pas les énergies photovoltaïque ou éolienne ; et à limpact environnemental possiblement plus négatif quanticipé.

Ce premier constat pose deux problèmes :

 Le premier est que ce choix énergétique représente une dépense de plusieurs dizaines de milliards deuros, en période de disette budgétaire, sur fond de crise du consentement fiscal. Cela nous amène au point 2 de cet avant‑propos.

 Le second est celui de lacceptabilité sociale, car l’opinion publique est trompée sur le véritable impact de la politique éolienne et photovoltaïque. Cela sera étudié dans le point 3 de cet avant-propos. 

2.   Combien coûte la transition énergétique ?

a.   Le coût budgétaire de la politique de soutien aux énergies intermittentes se chiffre en dizaines de milliards d’euros en raison d’un modèle économique dépendant des subventions publiques et ce modèle est peu flexible

Comme les pays qui ont précédé le nôtre dans le développement des énergies renouvelables, le processus de soutien public a cheminé à partir d’une forte incitation à son commencement, avec un tarif d’achat garanti sans limitation des quantités produites. Ce mécanisme a contribué au démarrage du solaire photovoltaïque et de l’éolien. Le tarif de rachat a été fixé très au-dessus du prix de marché. L’État s’est engagé dans les premières années sur des tarifs de rachat très avantageux de l’électricité intermittente.

Devant la charge croissante et son rythme d’évolution, les différents pays ont ensuite retenu des systèmes de compléments de rémunération pour obliger les producteurs à obtenir une part de leur rémunération au prix de marché.

Enfin, une étape supplémentaire a consisté à maîtriser la quantité produite d’énergie subventionnée au moyen d’appels d’offres.

Si je prends l’exemple du soutien public à l’éolien, tel que j’en ai récemment rendu compte à la commission des finances, l’addition des différents soutiens directs représente de 72,7 à 90 milliards deuros, pour une filière appelée à représenter 15 % au maximum de la production électrique en 2028 :

▪ 9 milliards deuros dépensés par le budget de lÉtat depuis le début des années 2000, au titre du soutien direct sous la forme des charges de service public de lénergie ;

▪ 45 milliards d’euros supplémentaires correspondant à des dépenses relatives à des contrats en cours d’exécution (éolien terrestre, 23 milliards d’euros) ou conclus mais non encore honorés (éolien en mer posé, 22 milliards d’euros) ;

▪ de 18,7 à 36 milliards d’euros supplémentaires correspondant à l’impact budgétaire des engagements à souscrire pour atteindre les objectifs du projet de programmation pluriannuelle de l’énergie.

Cette stratégie a eu quatre conséquences.

La première conséquence, passée, est que ces « frais de démarrage » ont mobilisé près de 24 milliards deuros (15 pour le photovoltaïque, 9 pour l’éolien), prélevés sur la facture d’électricité, qui ont cruellement manqué à linvestissement dans lavenir du parc nucléaire.

La seconde conséquence est que ce soutien nous oblige pour l’avenir et représente une dépense publique à venir de près de 70 milliards deuros (25 milliards pour le photovoltaïque, 45 milliards deuros pour léolien), sans compter les engagements de la PPE.

La troisième conséquence est donc qu’en réalité ces « crédits votés » conditionnent durablement et implacablement les « dépenses nouvelles ». Parce que léolien et le photovoltaïque sont des filières sorties plus tôt que d’autres dans le débat écologique, elles bénéficient structurellement dun soutien public qui fait défaut désormais, faute de poches publiques inépuisables, aux industries nouvelles.

Si l’on considère la répartition des subventions au titre du service public de l’électricité, telle que la CRE les a arrêtées, entre 2003 et 2018, près de 28,2 milliards d’euros ont été versés pour le soutien aux énergies renouvelables électriques en métropole et 118 millions d’euros pour l’injection de bio-méthane dans le réseau de gaz. Si l’on s’attache à l’estimation faite par la Cour des comptes dans son rapport de 2018 sur le soutien aux énergies renouvelables, sur un montant de 5,3 milliards d’euros en 2016, 4,6 milliards d’euros (87 %) revenaient aux énergies renouvelables électriques et 13% aux énergies renouvelables thermiques (689 millions d’euros).

Ces données recouvrent plusieurs aspects : le poids des engagements passés en matière de soutien aux énergies renouvelables électriques et le moindre besoin de soutien aux énergies thermiques, lesquelles représentaient, en 2016, toujours selon la Cour des comptes, 60 % de la production d’énergie renouvelable hors transport et seulement 10 % des charges de soutien.

Une forte inertie marque donc le soutien aux énergies renouvelables électriques. Selon les hypothèses de la CRE, en 2017, à partir des rythmes de développement observés pour les différentes filières, l’essentiel des charges en 2023 (84 %) relèvera de dépenses pour des engagements de soutien antérieurs à 2017. Il faudra attendre 2030 pour voir une diminution significative de la charge annuelle au titre des engagements passés.

La quatrième conséquence, qui ressort des auditions de la commission d’enquête est que, sous l’étiquette d’un marché régulé, la transition énergétique a beaucoup dun commerce de subventions publiques. Les acteurs du système ont beaucoup de mal à penser, imaginer ou même accepter l’idée qu’on puisse dans un avenir proche retirer ces aides.

On pourrait même craindre une spirale du subventionnement : soit les énergies éolienne et solaire ne sont pas compétitives par elles-mêmes, mais uniquement parce qu’on leur garantit une injection prioritaire de leur production dans le réseau et qu’on impose aux consommateurs-contribuables d’en supporter les surcoûts et il n’y a alors pas de perspective de voir disparaître ce subventionnement, soit ces énergies sont matures, et dans ce cas, même dans un marché régulé, il est légitime d’envisager la suppression des subventions.

À l’étape actuelle de ce cheminement, largument de la compétitivité croissante des énergies renouvelables électriques est souvent mis en avant, ce qui signifie, hélas, en pratique et si l’on veut parler clair, qu’elles restent donc encore économiquement non compétitives sans soutien public.

b.   La réflexion en coût marginal de production, qui est celle privilégiée par le rapport, occulte totalement le coût global économique de la politique de transition électrique

À propos de la compétitivité, le rapport fait le choix d’analyser le choix énergétique au travers du seul coût marginal par unité dénergie produite, ce qui permet de pointer la convergence entre coût nucléaire et le coût du photovoltaïque.

Cette méthodologie est exacte mais elle a cependant des limites : premièrement, il peut arriver dans les argumentaires que l’on confonde le dernier coût connu (par exemple : coût au MW/h du dernier parc solaire inauguré) et le coût moyen (la moyenne des coûts de production par MW/h de tous les champs solaires), qui est forcément plus élevé puisque les premiers parcs inaugurés étaient très peu compétitifs. Deuxièmement, elle ne permet pas de bâtir un choix politique éclairé. Ce qui mimporte, cest le coût complet (incluant les modifications du réseau qui sont nécessaires pour absorber l’intermittence, ou le coût du refoulement de l’électricité), c’est à dire le coût budgétaire du soutien, mais aussi le coût économique.

Les pics de production d’électricité à partir d’énergie fatale, comme le vent ou le soleil, sans corrélation avec les pics de demande d’électricité, conduisent à refouler l’électricité du réseau de distribution vers le réseau de transport et à compenser cette injection par une diminution de l’appel aux autres moyens de production. Dans certains cas extrêmes, cela peut se traduire par des prix négatifs sur le marché de gros de lélectricité. La situation est plus fréquente en Allemagne qu’en France en raison de la plus grande part d’énergies renouvelables dans son bouquet électrique.

La variabilité accrue des prix de l’électricité qui en résulte affecte inévitablement les décisions dinvestissement des différents producteurs d’électricité. L’adaptation aux injections d’électricité d’origine renouvelable se fait par la réduction de la production des moyens classiques (exemple : centrale à gaz), dont le coût moyen de production augmente, ce qui conduit un industriel, en bonne raison économique, à augmenter le prix de vente, à réduire sa marge ou à diminuer les capacités de production pour restaurer le facteur de charge. En effet, le coût de revient du mégawatt heure des moyens classiques de production comprend un coût de fonctionnement faible et un coût de capital qui croît en cas de moindre utilisation.

En d’autres termes, plus on développe des énergies intermittentes, plus on perturbe le modèle économique des autres modes de production. De nombreuses centrales à gaz ont ainsi été mises « sous cocon » par les producteurs, voire fermées, du fait de l’ordre de priorité sur le réseau donné aux productions vertes.

L’éviction des moyens classiques au profit des énergies renouvelables intermittentes augmente la part relative de ces dernières dans la production mais ne change rien aux conséquences de leur intermittence pour la stabilité du réseau. Attribuer l’augmentation des coûts de système qui résultent de l’augmentation de la part des énergies renouvelables intermittentes à l’insuffisante flexibilité du « vieux système électrique » n’est guère convaincant. Cette augmentation résulte bien de lajout de moyens de production non pilotables qui bénéficient dune garantie de priorité dachat de leur production.

En tout cas, que l’on choisisse de les attribuer à l’insuffisante flexibilité du réseau centralisé ou aux perturbations résultant du choix de faire cohabiter sur un même réseau des modes de production à partir d’énergie fatale et des modes de production pilotables, ces coûts résultent bien d’une décision politique portant modification du bouquet électrique.

3.   L’acceptabilité : consentement fiscal, acceptabilité sociale

a.   Ces surcoûts sont payés par les citoyens français, mais la complexité est telle que la transition est une boîte noire

Dans tous les pays qui ont choisi de mettre le soutien au développement des énergies renouvelables à la charge du consommateur d’électricité, les coûts de l’énergie ont augmenté sensiblement pour le consommateur. Ce subventionnement des énergies renouvelables, ou de la prise en charge de certaines de leurs conséquences, a donc une autre face : les coûts croissants facturés au consommateur et contribuable.

Sur ce point, le maquis des taxes, prélèvements et dispositifs est particulièrement broussailleux. Les Français connaissent ainsi la CSPE mais en réalité, elle a disparu, intégrant la TIFCE et ne finance plus la transition écologique directement mais le budget général, à l’image de la défunte vignette dont le produit fiscal a survécu à sa raison d’être disparue. Les Français parlent de taxe carbone, mais en réalité les membres de la commission ont découvert que la fameuse TICPE, appelée abusivement « taxe carbone » dans le débat public, obéissait à un montage complexe d’addition de trois taxes avec une composante carbone, modulée par catégorie de combustible. Les contributions se chevauchent parfois, s’amplifient ou se compensent. La TVA est ainsi perçue sur la facture augmentée des accises comme la TIFCE ou la TICPE. L’écart entre débat politique, opinion publique et réalité fiscale est parfois saisissant.

Historiquement, la facture délectricité a augmenté en lien avec la transition énergétique, avant que le relais ne soit pris par la facture de carburant.

La transition énergétique a d’abord impacté le montant des taxes au travers de la contribution au service public de l’électricité. Si l’on prend l’exemple d’une facture d’électricité pour un consommateur résidentiel au tarif réglementé de vente, 35 % de la facture représente la fourniture de courant électrique, 30 % l’utilisation des réseaux de transport et de distribution pour acheminer et mettre à disposition l’électricité, 35 % les taxes diverses.

En 2016, le choix a été fait de retracer désormais la charge de ce soutien dans le budget de l’État et de lui affecter une part du produit des taxes de consommation sur les carburants et le charbon. Il s’agissait logiquement de taxer les consommations fossiles. La charge du soutien aux énergies renouvelables électriques est donc passée du consommateur d’électricité à l’automobiliste, sans quil y ait eu datténuation de limpact de la hausse de la taxe de consommation des carburants, au titre de sa composante carbone, par une diminution de la taxe sur la consommation délectricité. En d’autres termes, au lieu d’inciter fiscalement à un usage vertueux, qui serait d’avoir recours à l’électrique, on a préféré conserver les taxes d’hier et rajouter les taxes de demain.

Est également inclus dans le prix de vente de l’énergie, l’effet des certificats d’économies d’énergie (CEE), qui traduisent l’obligation faite aux fournisseurs d’énergie de participer au financement d’actions en vue de diminuer les consommations d’énergie, dont un volet destiné aux ménages en situation de précarité énergétique. La charge ainsi répercutée dans le prix de vente l’est à hauteur de 2 % de la facture d’électricité toutes taxes comprises et de 3 % de la facture de carburant. Ces CEE ne sont pas une taxe, officiellement, mais tout Français les paye, et notamment au travers de son plein de carburant. La TVA est calculée en prenant en compte le coût majoré du carburant, c’est-à-dire que la hausse de cette quasi-imposition, pilotée dans son volume par le Ministre de l’Écologie, alimente les caisses de l’État. Le Parlement, lui, n’a pas le droit de voter quoi que ce soit relatif au montant annuel de ces obligations qui se répercutent sous forme de coûts pour les citoyens. Même si la nature marchande du système des CEE permet une forme d’inventivité, le fait que ce quasi-impôt échappe à toute autorisation parlementaire pose problème. Le système lui-même est assez opaque, mal régulé et les économies d’énergies théoriques beaucoup plus massives que le constaté.

Ces exemples de prélèvements sont complétés par des impositions de toutes natures liées à l’accompagnement de la transition électrique.

Les coûts de l’adaptation des réseaux électriques aux modalités de production des énergies renouvelables, qui sont soumis à l’approbation de la Commission de régulation de l’énergie (CRE), sont, pour le raccordement, mutualisés entre les producteurs d’énergies renouvelables, sauf pour l’éolien en mer, où ils sont mis à la charge du gestionnaire du réseau de transport. Lors des auditions de la commission d’enquête, les représentants de RTE les ont estimés à 2,1 milliards d’euros pour la période 2019-2022, dont 300 millions d’euros à la charge des producteurs, en ce qui concerne le réseau de transport. Pour le réseau de distribution, auquel sont raccordés la plupart des moyens de production intermittents, Enedis fait état, pour 2018, d’une part de ses investissements en lien avec le renouvelable à hauteur de 6 %, cette part devant doubler dans les années suivantes.

Il faut mentionner enfin les subventions dites du « marché de capacité » qui impactent le pouvoir d’achat des Français. Elles visent à permettre de disposer de moyens de production, non viables au prix de marché, mais nécessaires, « au cas où », à la sécurité d’approvisionnement. Leur financement se répercute aujourd’hui sur la facture d’électricité à hauteur de 2 % de celle-ci pour un consommateur résidentiel au tarif réglementé. Le débat pourrait prendre de l’ampleur dans le futur : une autre interrogation porte sur la recomposition du tarif d’utilisation du réseau, prenant actuellement en compte la consommation d’électricité, dans l’hypothèse d’un développement marqué de l’autoconsommation. Le coût de l’assurance mutuelle, apportée par le réseau, de pouvoir disposer d’électricité à tout moment, serait en partie reporté sur les ménages n’ayant pas la possibilité ou les moyens d’installer un équipement d’autoproduction photovoltaïque au bénéfice de ceux qui le peuvent.

Les membres de la commission d’enquête ont eu bien du mal à y voir clair et à obtenir un document simple, synthétique et didactique de Bercy. Une chose est sûre : les auditions de la commission denquête ont mis en évidence limpact des prélèvements sur les factures délectricité et de carburant : près de 57 milliards deuros, dont seulement une dizaine sont effectivement affectés à la transition énergétique.

Une simplification que j’appelle de mes vœux conduirait à unifier toutes ces taxes en une seule, à l’appellation aisée et transparente : taxe de financement de la transition énergétique. Celle-ci s’appliquerait transversalement à toutes les consommations énergétiques, mais à des taux différents en fonction du degré de carbonation.  Cela me semble un pas nécessaire pour améliorer la compréhension fiscale.

b.   De l’acceptabilité sociale dans les territoires en général, et du problème de l’éolien en particulier

En aval de la transition énergétique, le discours valorisant les énergies renouvelables comporte également une dimension mettant en valeur son caractère éminemment décentralisé et de proximité. Il est apparu cependant que le sujet de l’implantation d’une unité de production posait la question de l’acceptabilité sociale, de manière plus aiguë pour l’éolien ou la méthanisation que pour le photovoltaïque.

Le premier motif de rejet en termes d’acceptabilité sociale tient au fait que les nouvelles énergies sont grandes consommatrices despace, comparativement aux moyens de production traditionnels. Il s’agit d’une conséquence nécessaire du faible rendement énergétique des solutions utilisant une énergie fatale, alors que le rendement énergétique des moyens classiques de production, comme les centrales nucléaires ou thermiques, permet de ne les implanter que sur un nombre limité de sites. Par exemple, les cellules photovoltaïques ont un rendement assez faible, de l’ordre de 12 à 20 % pour les technologies à base de silicium. Lors de leur audition précitée, les représentants du BRGM ont indiqué que pour remplacer un réacteur nucléaire de 1 GW fonctionnant avec un facteur de charge de 75 %, il faudrait recouvrir 5 200 hectares de panneaux photovoltaïques, soit la moitié de la surface de Paris.

L’argument selon lequel cet effet serait neutralisé par le caractère décentralisé des énergies renouvelables n’apporte qu’en apparence une réponse et ce pour deux raisons. Premièrement, un risque dincompréhension apparaît quand une énergie a été présentée, en discours, comme décentralisée par nature et qu’elle demeure pourtant une énergie liée au réseau, et dont l’identification locale attendue – « notre énergie » – ne trouve pas de traduction concrète. Les nouvelles énergies restent finalement au service du national, et non du local. La décentralisation prend corps pour les nuisances, pas les gains (sauf cas particulier dactionnariat citoyen). Deuxièmement, parce qu’en raison même de leur éparpillement, les difficultés tenant au rejet du gigantisme et aux conflits dusage se trouvent démultipliées. La commission d’enquête a auditionné des marins pêcheurs qui ont fait prendre conscience de l’impact des projets de six parcs éoliens posés en mer sur l’activité de pêche et son existence même, alors que l’éolien en mer est fréquemment considéré et présenté comme l’option qui permettra de surmonter l’opposition grandissante à la multiplication des éoliennes à terre.

L’éolien a occupé une place à part dans les travaux de la commission car il sest peu à peu imposé comme LE symbole du divorce entre une stratégie nationale « parisienne » et une mise en application complexe dans une ruralité échaudée, un peu à limage des portiques de lécotaxe.

En introduction de ce problème de l’acceptabilité sociale, il ne faut pas perdre de vue qu’une approche nationale, « d’en haut », fixant des objectifs à atteindre en mégawatts de puissance installée, trouvera sa traduction concrète, localement, « sur le terrain », en nombre d’éoliennes : passer de 7 000 éoliennes à 14 000 éoliennes, puis 20 000 éoliennes, constitue une autre façon d’appréhender la trajectoire de développement de cette filière. Et cela d’autant plus, lorsque l’évolution des technologies lie l’accroissement de puissance à l’augmentation de la taille des installations. Comme il a été souligné lors des auditions de la commission d’enquête, des installations initialement de 40 mètres deviennent, en 2000, des installations de 0,75 mégawatt d’une hauteur de 75 mètres, et d’une envergure de 35 mètres. En 2008, il est question de 2 mégawatts, 125 mètres de haut et 90 mètres d’envergure et, en 2019, de 3 ou 4 mégawatts, de 180 à 240 mètres de haut et 120 à 150 mètres denvergure. Si la miniaturisation a été caractéristique de la montée en puissance de l’électronique et de ses applications informatiques, le gigantisme semble lêtre de celle de lindustrie éolienne.

Un même phénomène atteint d’ailleurs mutatis mutandis le photovoltaïque avec le développement des centrales au sol et jusqu’aux installations de méthanisation. Aux nuisances liées à linsuffisant éloignement entre les habitations et les installations éoliennes dont la taille n’augmente pas seulement pour les parcs éoliens situés en mer – il s’agit pourtant d’installations classées pour la protection de l’environnement – risquent de s’ajouter les nuisances d’installations de méthanisation, qui ne seront plus des méthaniseurs à la ferme mais de véritables usines de procédés industriels chimiques. En ce domaine aussi s’exprime ce passage au stade industriel, au point de faire parfois d’agriculteurs d’abord des producteurs d’énergie. Il conviendrait plutôt de sen tenir à des installations de taille plus réduite, qui permettent d’éviter tant la compétition pour la ressource que des installations trop à proximité des habitations, uniquement pour disposer des nœuds routiers facilitant la livraison d’intrants collectés à distance.

Tous ces constats faits par la commission d’enquête sont représentatifs d’une prégnance du chiffre à tout prix qui commence à contaminer des pans de plus en plus nombreux de la transition énergétique, mettant en opposition le bien-être de la population et la rentabilité des structures. 

Or, le lien fait entre prolifération, gigantisme et efficacité, apparaît rien moins que sûr.

Une telle évolution a eu pour conséquence inévitable un changement d’échelle géographique et un phénomène d’écrasement du paysage et du patrimoine bâti, compte tenu du rapport d’échelle que les éoliennes instaurent. L’argument tenant au caractère éminemment subjectif de lappréciation du paysage perd de sa pertinence devant leffet objectif dun tel écrasement du paysage.

La commission d’enquête a pris le temps d’entendre les associations de protection des paysages et des sites. Toutes ont insisté sur la banalisation des paysages et des espaces ruraux qui risque de transformer un territoire recevant des éoliennes en un territoire éolien. La comparaison a été faite avec la banalisation qu’ont connue les espaces périurbains avec leurs aménagements identiques de ronds-points, de zones d’activités et de centres commerciaux. Par un processus ressemblant, on aboutira à faire de certaines zones rurales des zones d’entre-deux. Une telle perte de l’identité rurale ne peut qu’avoir un impact désastreux sur le potentiel touristique qui constitue souvent le facteur de développement économique essentiel de ces territoires et de certaines de leurs localités. Une stratégie d’attractivité touristique peut être anéantie par l’implantation d’éoliennes. Le clivage entre métropole et territoires ruraux risque d’en être aggravé.

Ce serait sans doute une vaine facilité de prétendre opposer à ce constat l’argument d’une tentation de consacrer un passé nostalgique, quand il est plus légitime d’y voir, à l’inverse, une mise en question du futur, tel qu’il est dessiné par les choix énergétiques actuels : quel paysage sera demain le nôtre et pour quel usage ?

Cet enjeu n’est pas méconnu par les thuriféraires des énergies renouvelables et leurs promoteurs. Ils en appellent à la nécessité de donner tout son temps à la pédagogie. Une telle intention ne peut qu’être louée, bien qu’incertaine dans son résultat s’il s’agit de vouloir convaincre les gens que ce qu’ils voient n’est pas ce qu’ils voient.

Il est apparu à la commission d’enquête que les comportements au cours de la phase de présentation des projets au public étaient déterminants pour l’instauration d’une relation de confiance ou l’échec à y parvenir. Tous les développeurs auditionnés ont déploré les blocages qui retardent la réalisation des projets, blocages qui ne seraient pas tant le signe d’un manque d’explication et de consultation que l’expression d’une forme d’acharnement anti-éolien. Pour les développeurs auditionnés par la commission d’enquête, leurs propres pratiques à cet égard ne seraient pas mises en cause, car la confiance est nécessaire au bon aboutissement du projet.

Telle nest pas lexpérience dont il a été rendu compte, à plusieurs reprises, devant la commission denquête. Ainsi, il a été fait état de pratiques aboutissant au fait que dix-huit mois se soient écoulés avant de seulement donner connaissance d’un projet d’implantation d’éoliennes de 200 mètres de haut dans un espace agricole et touristique. De même, a été déplorée l’absence de consultation d’une commune limitrophe d’un territoire d’implantation d’un projet éolien parce qu’elle appartenait à un autre département. Lors des auditions, il a pu même être question de pratiques de « shopping », avec un démarchage des villages, individuellement, sans en informer les villages voisins et les intercommunalités, les développeurs détectant les poches d’aménagement et les prospectant, en insistant sur l’éolien comme source de revenu complémentaire pour les exploitants agricoles, au point que l’élu peut se trouver confronté à un projet prévu sur le territoire de la commune sans y avoir été associé en amont. De tels témoignages, ressort limpression désagréable de pratiques qui trahissent une vision plus proche du Far West que dun conservatoire des écosystèmes.

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Les énergies renouvelables ont une identité écologique manifeste : si on est soucieux denvironnement, on est favorable aux éoliennes. Ce raccourci devient même une image de marque et un argument de vente en gros et au détail.

En gros, car tous ceux qui concourent à la multiplication des investissements en ce domaine le font avant tout, ils n’ont pas manqué d’y insister lors des auditions de la commission d’enquête, au nom d’une même démarche conscientisée « verte » et sous le même label « vert ». Ce qui n’est pas exclusif de la possibilité de constituer, par exemple, plus dune centaine de millions deuros de réserves non distribuées, témoignant ainsi du fait que conviction et profitabilité ne sont pas exclusives lune de lautre.

En détail également, car les fournisseurs en font un argument de vente et proposent des offres vertes, ce qui a d’ailleurs conduit certains d’entre eux à vouloir se démarquer en opposant aux fausses offres vertes de leurs concurrents, leurs vraies offres vertes, garantissant l’origine renouvelable de l’électricité fournie, à l’exclusion de toute autre source, tout particulièrement nucléaire.

Les analyses économiques et dacceptabilité sociale de la commission convergent cependant pour tempérer fortement cet engouement.

Au-delà de la stratégie globale sur le mix électrique, les travaux de la commission d’enquête ont permis de démontrer clairement que l’éolien, et notamment l’éolien terrestre et l’éolien posé en mer, était un cas « à part » dans la transition énergétique française. Non content de devenir le premier poste de dépense publique pour le soutien à la transition énergétique et d’être le plus difficile à anticiper en matière de volatilité de production, léolien est clairement apparu, aux yeux dune très large partie des membres de la commission, comme « le mal-aimé » de la transition énergétique. Il est urgent dabaisser les tensions en décrétant un moratoire dans les territoires impactés où les projets dimplantation sont disputés et en revoyant les règles déloignement par rapport aux habitations.

4.   Agir avant qu’il ne soit trop tard, pour l’économie et la planète

a.   L’attente du « deus ex machina » du stockage nous évitera un black-out électrique européen. Sauf s’il arrive trop tard…

Le rapport étudie également l’impact de la viabilité technique du mix électrique, au-delà des considérations budgétaires.

Les gestionnaires de réseaux doivent désormais faire face aux conséquences de lintermittence et du caractère non pilotable des énergies renouvelables électriques photovoltaïque et éolienne. Cet aspect de leur mission est souvent présenté à l’aune des pays nous ayant devancés dans le développement des énergies renouvelables électriques, à l’instar du Danemark, dont la consommation d’électricité est sensiblement inférieure à celle de la France, ou de l’Allemagne, dont la consommation d’électricité est supérieure à la nôtre, et qui en sont donc à un stade plus avancé de déploiement mais bénéficient des flexibilités permises par des interconnexions les reliant à d’autres « gisements » de consommation d’électricité ou de moyens de production en base ou pilotables.

Dans le bilan électrique pour 2018 dressé par RTE, la répartition de la production d’électricité par filière donne une part de 5,1 % à l’éolien et une part de 1,9 % au solaire. Ceci constitue néanmoins une présentation extrêmement simplificatrice en ce qu’elle peut donner à penser qu’à mesure du déploiement des énergies renouvelables, leur production se substituera tout simplement à la production nucléaire ou thermique.

En réalité, la demande d’électricité varie considérablement d’une heure à l’autre, au cours de la journée. Il convient donc de disposer de moyens de production permettant de faire face aux plus hauts de la consommation. L’électricité renouvelable étant intermittente ne le permet pas.

Ainsi, les pics de production photovoltaïque interviennent en été, lorsque la consommation est moindre et les creux en hiver au moment où la consommation est à son sommet. De même, la production d’électricité éolienne varie considérablement. En conséquence, le taux de couverture de la consommation d’électricité par leur production varie d’heure en heure. Par exemple, en prenant en compte les maximums de production de l’année, mis en exergue par RTE dans le bilan électrique précité, s’agissant de l’éolien, le maximum annuel était atteint le 9 décembre 2018 à 13 h 30, avec une puissance de 12 287 MW, soit 21 % de la consommation, à 19 h 30, la puissance appelée était redescendue à 8 535 MW, soit 13,6 % de la consommation, alors que cette dernière avait augmenté de 7 %, entre ces deux moments, la production éolienne avait diminué, elle, de 30 %.

En prenant le maximum pour le photovoltaïque, le 23 juin 2018 à 14 h 00, avec une puissance de 6 430 MW, maximum historique selon RTE, ce dernier contribuait à 14,4 % de la consommation, à 19 h 30, il était revenu à 1 691 MW, soit 4 % de la consommation.

L’impact de ces variations augmentera donc avec l’augmentation de la part d’électricité d’origine renouvelable dans le bouquet électrique.

Ce caractère d’intermittence en grande partie aléatoire impose actuellement de disposer de moyens de production traditionnels pour compenser, à certaines heures ou dans certaines situations météorologiques, l’écart entre la consommation et la production d’électricité.

Plusieurs arguments sont mis en avant pour convaincre qu’il sera possible, à l’avenir, de pallier l’intermittence sans disposer des moyens actuels nucléaires et thermiques. Ces arguments sont de plusieurs ordres.

Largument du progrès technique. Les progrès technologiques permettent d’abord de produire plus d’électricité par éolienne ou panneau solaire. La disponibilité d’éoliennes passant d’une puissance de 3 MW à 12 MW et leur impact, par exemple, sur la production d’un parc éolien en mer et ses coûts, en sont un exemple. Toutefois, s’agissant d’une source d’énergie fatale, si les avancées technologiques augmentent la production au moment où le soleil brille ou lorsque le vent souffle, elles sont impuissantes à pallier les effets des conditions météorologiques ou du moment de la journée amputant ou annulant la production. En outre, elles ne changent rien par elle-même en ce qui concerne l’absence de corrélation avec les variations de la consommation.

Largument théorique du foisonnement. Celui-ci est fréquemment mis en avant, y compris dans les publications de RTE. Selon cette théorie, les fluctuations dans le temps de la production d’électricité de source intermittente peuvent être compensées, en moyenne, par la dispersion géographique de ses sites de production. De cette façon, il sera d’autant plus possible de tirer parti des différences dans les régimes des vents et d’ensoleillement que les interconnexions entre réseaux des différents pays européens auront été renforcées. Néanmoins, plusieurs auditions de la commission d’enquête ont fragilisé cet argument, en mettant en évidence l’existence de périodes de faible vent sur la quasi-totalité de l’Europe de l’Ouest, vent trop faible pour garantir la production d’électricité, ainsi qu’en mettant en évidence une corrélation des productions solaires et éoliennes à l’échelle de l’Europe. Largument du foisonnement sappuie donc sur des statistiques météorologiques, confirmées jusquau jour où elles cesseront de lêtre en laissant le gestionnaire de réseau face à ses responsabilités et aux arbitrages qu’elles impliquent, pour tenter d’éviter des défaillances dont le coût serait très élevé.

Largumentation en faveur du stockage, permettant en quelque sorte d’adjoindre une dimension pilotable aux techniques de production intermittentes, se décline en options techniques différentes. La durée et le coût de ce stockage résultent de paramètres techniques et économiques. Pour le stockage par batteries, on peut considérer que les possibilités offertes par la technique actuellement la plus répandue de batteries lithium-ion liquide ne sont pas à léchelle des besoins. Même si des publications du gestionnaire du réseau de transport et du régulateur du marché de l’énergie entrevoient une dynamique encourageante et suggèrent qu’il s’agira d’un instrument important pour accroître la flexibilité du système électrique tout en maîtrisant les coûts d’adaptation du réseau, les différentes auditions de la commission d’enquête au cours desquelles le stockage a été évoqué ont conclu au caractère aujourd’hui irréaliste d’un système prétendant, à terme, couvrir toute la demande d’électricité par la production d’énergies renouvelables couplées au stockage par batteries.

Reste donc largument du saut technologique, qui consiste aujourd’hui, en quelque sorte, à substituer un « mix » à l’efficacité en espérance à un « mix » à l’efficacité éprouvée.

Lors de son audition par la commission denquête, M. Jean-Marc Jancovici a dailleurs douté de la crédibilité des scénarios remplaçant la totalité de la production délectricité dorigine nucléaire par une production éolienne accompagnée de stockage. Il a procédé à une comparaison, en ordre de grandeur, des investissements requis dans l’une ou l’autre hypothèse. À consommation finale d’électricité identique, il convient, compte tenu de la disparité des facteurs de charge respectifs, dinvestir dans une puissance trois fois supérieure dans le cas de léolien, quil faudra renouveler deux à trois fois compte tenu de la moindre durée de vie de linvestissement. Le dimensionnement actuel du réseau ne demanderait pas d’adaptation dans le cas du nucléaire, il devrait être mis à niveau, dans le cas de l’éolien, compte tenu de la puissance installée requise pour pallier les effets du facteur de charge. Le besoin de stockage serait, annuellement, en moyenne de l’ordre de la moitié de la production, ce qui, compte tenu des pertes d’énergies liées au stockage, nécessiterait de sur-dimensionner le parc éolien pour produire l’électricité perdue au cours du processus de stockage lui-même (pompage, turbinage, transport). En tenant compte d’un coût au kWh deux à quatre fois moins élevé dans le cas de la puissance installée éolienne par rapport à la puissance installée nucléaire, le système électrique éolien demanderait un montant dinvestissement cinq fois supérieur au montant requis par le système électrique nucléaire, dans lhypothèse la moins favorable à ce dernier.

Quant à la variable d’ajustement comportementale des scénarios de transition énergétique permettant « sur le papier » de faire coïncider la demande d’électricité avec la production de source fatale, on s’approche d’une réforme des comportements individuels. L’instrument du signal prix envoyé et compris par le consommateur grâce à la digitalisation des réseaux, s’il est compréhensible et exploitable pour les détenteurs de grands comptes, ne manque pas de laisser dubitatif s’agissant du plus grand nombre des consommateurs résidentiels ordinaires. Derrière un habillage consumériste « jeune », risque de prévaloir ce qui s’apparente à une contrainte comportementale : à la liberté d’utilisation et donc de sollicitation du système électrique « traditionnel », on substituera, sous un habillage rhétorique aimable, une forme de rationnement et de culpabilisation des comportements non coopératifs, la responsabilité du black-out, si black-out il devait finalement y avoir, étant évidemment celle des consommateurs indisciplinés et non la conséquence de choix inadéquats ayant fragilisé la sécurité d’approvisionnement.

In fine, on peut considérer qu’une forme de consensus s’est fait jour au sein de la commission : le rapporteur explique que seul un investissement sur le stockage électrique permet la viabilité de la montée en puissance des énergies intermittentes. Elle est en réalité optimiste sur l’avenir, en pensant que la solution du stockage est à portée de main, et donc que le mix est viable. Cela revient à dire de manière plus prosaïque et sans doute pessimiste, que puisque la solution du stockage n’a pas encore été découverte, tous les choix politiques de diminution de la part du nucléaire au profit des énergies électriques se sont basés sur un pari sur l’avenir, et que techniquement, à lheure où ce rapport est rédigé, ce mix nest pas viable.

Il faut bien se rendre compte qu’il ne s’agit pas seulement d’une discussion académique, mais bien dune prise de risque à la dimension du système électrique lui-même, avec ses conséquences massives pour la population, en raison du niveau d’électrification des usages atteint aujourd’hui. L’expression anglaise de « black out » montre de façon moins abstraite ce dont il est véritablement question. L’Europe est passé à côté d’un tel risque en 2006 et a depuis mis en place des dispositifs de sauvegarde. La question est : cela sera-t-il suffisant alors que depuis lors, l’intermittence sur le réseau s’est accrue ?

Le 10 Janvier 2019, la fréquence du système électrique français et européen est passée très en dessous de 50 hertz et RTE a dû en urgence débrancher six clients parmi les industries grandes consommatrices d’électricité. Le problème français a été importé en réalité du réseau européen, l’un de nos partenaires n’ayant pas fourni l’électricité requise (problème de mesure sur les lignes Allemagne/Autriche). Un hiver faiblement venté est redoutable pour la production des électricités intermittentes. Le 7 octobre 2019, une nouvelle alerte – la 4ème depuis 2011 mais la 2ème pour la seule année d’étude de cette commission d’enquête – a nécessité la réduction en urgence de la consommation de 22 sites de production industriels. Dans le cas d’espèce, le problème venait de l’arrêt inopiné de la production d’un réacteur EDF à Gravelines, pour maintenance.

En d’autres termes, la variabilité de production ne permet pas de suppléer le moteur nucléaire. Je regrette que la fréquence de ces évènements n’ait pas semblé suffisamment sérieuse pour questionner plus durement l’optimisme affiché de certaines personnes auditionnées.

Si le volontarisme actuel autour de la montée en puissance des énergies renouvelables a sous-estimé le risque d’un réseau européen interconnecté avec une diminution du nucléaire français, coussin de sécurité de l’ensemble, et une augmentation massive de l’incorporation d’électricité intermittente, lEurope connaîtra une mégapanne électrique qui ne pourra quêtre dévastatrice en matière économique mais aussi en termes dordre public. À titre de comparaison, la panne électrique survenue en 2003 aux États-Unis, qui a duré 24 heures, a coûté six milliards de dollars. La panne électrique de 1977 à New‑York, qui a duré 36 heures, a provoqué des émeutes et des pillages, entraînant l’arrestation de 4 000 personnes et une perte de 150 millions de dollars pour les commerces. Une mégapanne européenne plongerait la France dans le noir pendant une durée probablement plus proche de 48 heures.

b.   L’autre transition énergétique

De l’analyse de la stratégie actuelle, je conclus à quatre points saillants de réorientation.

Premièrement, nous devons changer les objectifs de la transition énergétique. Notre véritable problème commercial, économique, écologique est notre dépendance au fossile. Nous n’y consacrons pas les moyens nécessaires.

Deuxièmement, nous devons tirer les conséquences concrètes de ce nouveau paradigme. Ce constat plaide donc pour une réorientation du soutien public en faveur des actions defficacité énergétique à fort impact en termes de réduction des émissions de CO2.

Les incitations à l’isolation extérieure des bâtiments, au remplacement des chaudières au fioul par des chaudières au biogaz et du solaire thermique dans les bâtiments résidentiels, au transport collectif apparaissent pertinentes à cet égard.

Pour que cette réorientation soit suivie d’effet. L’État est confronté à un dilemme : soit il persiste à vouloir engloutir tous les ans près de 5 milliards d’euros pour subventionner une industrie mature de production électrique, et dans ce cas-là, il devra augmenter la taxe carbone pour financer les autres priorités, au risque de déclencher une nouvelle crise sociale ; soit à enveloppe constante, il réalloue les fonds aujourdhui positionnés sur léolien et le photovoltaïque au profit des autres priorités.

Le constat fait par la commission d’enquête plaide d’autant plus pour une telle réorientation que l’acceptabilité sociale de certaines énergies renouvelables et des pratiques qui les accompagnent sont apparues sources d’interrogations et d’inquiétudes.

Troisièmement, lÉtat doit « remettre de lordre » dans la déclinaison de sa politique. Collectivités, promoteurs et citoyens ne peuvent être laissés face à face. À plusieurs reprises, une demande de territorialisation de la politique énergétique s’est exprimée devant la commission d’enquête, pour décliner les objectifs globaux au niveau régional et départemental, le choix effectif du bouquet d’énergie revenant à l’intercommunalité. La demande d’une définition des projets énergétiques des territoires, à l’échelle des bassins de vie, en concertation avec les acteurs locaux, est un leitmotiv des auditions, y compris de la part des élus locaux eux-mêmes : on ne conduit pas une politique énergétique territoriale sans que les citoyens et les collectivités locales ne soient « aux commandes ». Les bénéfices de cette politique énergétique doivent être localisés sur le territoire. Rédiger un document programmatique comme un plan climat-air-énergie territorial (PCAET) ne suffit pas, la revendication est de pouvoir le mettre en œuvre concrètement. Il faut notamment que des documents d’urbanisme intercommunaux soient opposables aux promoteurs.

Le rapport fait droit à cette demande, reconnaissant de facto la désorganisation territoriale et les problèmes d’acceptabilité sociale, mais n’est guère coercitif sur les mesures à prendre. Je partage les différentes recommandations en annexe du rapport, présentées par des députés de tous bords, et voudrait insister sur l’une d’entre elles. 

Sans doute serait-il de bonne méthode darticuler une mission de programmation, confiée à un commissariat à la transition énergétique, pour la planification des infrastructures de production dénergie, avec le choix de la contractualisation comme instrument de mise en œuvre. Les conventions auraient pour cosignataires tant la région, collectivité chef de file dans le domaine de l’énergie, que l’échelon communal, territoire d’accueil des infrastructures.

Une telle organisation serait d’autant plus judicieuse que les auditions de la commission d’enquête ont montré une position arbitrale des représentants de l’État dans les territoires mise en question, qu’il s’agisse du préfet ou des agents des directions régionales environnement-aménagement-air (DREAL) ou des directions départementales des territoires et de la mer (DDTM), tenus qu’ils sont d’appliquer les textes protecteurs de l’environnement, pouvant aboutir au rejet d’un projet, tout en étant soumis à l’injonction contradictoire favorisant l’éolien ou les grandes centrales photovoltaïques au nom de la politique actuellement voulue.

Quatrièmement, la politique énergétique doit être écologique, au-delà du seul objectif carbone. Il ne peut y avoir de politique énergétique sans prise en compte des préoccupations liées à la biodiversité. Il serait paradoxal, au prétexte de développer une énergie verte, de se montrer moins exigeant sur ce plan qu’à l’égard des entreprises de production gazière ou pétrolière et alors que dans le temps même où on aménage les terrils des anciens sites miniers pour les verdir, on en vienne, pour tenir des objectifs quantitatifs irréalistes, à installer des éoliennes gigantesques dans les zones de pêche au mépris des efforts de reconstitution de la ressource qui ont été conduits, ou dans des forêts, des zones boisées ou des couloirs de migration d’oiseaux protégés, d’installer des centrales solaires sur des terrains à vocation agricole ou d’envisager la dissémination d’installations de méthanisation quasi industrielles dont l’épandage de l’eau ammoniacale constitutive de leur digestat appauvrira la faune du sol et comportera un risque pour les nappes phréatiques.

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*     *

La commission d’enquête avait pour objectif d’interroger les différents intervenants de la transition énergétique en actes. Il en ressort qu’au vert des intentions et des discours se mêle, de plus en plus, le gris des pratiques et des résultats. L’acceptabilité sociale s’érode en partie par manque de clarté dans la définition et la compréhension des objectifs, la nature et la charge des financements, ainsi que par un manque de cohérence entre les soutiens apportés et les objectifs affichés eux-mêmes.

Il apparaît clairement que le soutien aux énergies renouvelables électriques apparaît excessif, encore est-il réalisé pour des raisons que les Français croient rationnelles, sans avoir pris conscience qu’il s’agit d’une fausse science, puisque, selon un sondage récent, une majorité d’entre eux pense encore que, s’il y a urgence à décarboner notre bouquet électrique, c’est en raison des émissions de CO2 liées à la production d’électricité nucléaire. Il serait raisonnable de basculer une partie de ce soutien en faveur d’une diminution des émissions de CO2 en s’attachant d’abord au volet thermique de la transition énergétique.

Sous prétexte de sécurisation, les choix faits fragilisent le réseau électrique, le subventionnement profite de façon excessive à des acteurs qui n’en n’ont pas besoin et les priorités du transport et du logement, au regard de la diminution des émissions de CO2, sont reléguées au second plan.

Au nom de l’exemplarité dans l’action pour le sauvetage de la planète, on s’ingénie à détruire des paysages et bouleverser la vie des gens. On a un peu trop oublié qu’il est aussi question de l’Homme dans la politique énergétique, comme en toute politique.

Non seulement cette politique mobilise beaucoup d’argent public, sans que l’on puisse d’ailleurs savoir exactement combien, pour des raisons ressassées par des experts qui continuent d’empiler scénarios sur scénarios, sans avoir pris conscience du fossé qui s’est creusé entre leurs ratiocinations et les préoccupations des consommateurs et contribuables telles qu’elles s’expriment de plus en plus ouvertement dans le débat public. Les gains de cette politique ne vont pas tous à l’écologie, et quand ils vont à l’écologie, ils n’ont pas d’impact significatif sur les véritables priorités en matière d’émissions de CO2. Derrière une phraséologie très moralisatrice, s’est mis en place un safari de la subvention publique qui n’apparaît guère cruel aux lobbies. Il est temps, pour l’État et les élus, de retrouver la maîtrise de ce processus.

Le grand mérite de ce rapport est d’être resté honnête sur la retranscription des auditions, contrairement au rapport sur la sûreté nucléaire de Mme Barbara Pompili. Madame le Rapporteur, Madame Marjolaine Meynier-Millefert, a minutieusement rapporté et décrit les mécanismes complexes de la politique de transition énergétique. Je tenais à la remercier pour ce souci.

Je crois pouvoir dire qu’un consensus politique s’est forgé autour de quelques idées majeures : qu’aujourd’hui la politique de transition énergétique menée ne concourt pas à la transition climatique, c’est-à-dire à la lutte contre le réchauffement climatique ; que les impôts, taxes et prélèvements divers imposés au nom de cette politique sont excessivement nombreux, complexes et pas toujours, loin de là, affectés à la transition énergétique ; que les crédits effectivement alloués à la transition énergétique sont massivement mobilisés sur une obligation de moyens (développer des énergies renouvelables électriques) qui n’a qu’un impact limité sur les émissions de CO2 ; que par conséquent, il est essentiel de rééquilibrer les sommes disponibles vers trois objectifs : le développement des filières émergentes d’énergies renouvelables (l’hydrogène par exemple), l’habitat et les transports, en d’autres termes ce qui peut permettre de diminuer effectivement l’addiction fossile de l’économie française.

On m’objectera que ce consensus fait l’objet ensuite de formulations différentes, de recommandations plus ou moins tranchées, et parfois de stratégies divergentes. Ainsi, Madame le Rapporteur préfère sécuriser les investisseurs des énergies intermittentes électriques en amont (faisabilité, études) avant d’enlever les mécanismes de tarif de rachat en aval de la production, alors qu’un certain nombre de membres de cette commission, à commencer par moi-même, privilégient une approche en parallèle, phasée, avec une date butoir donnée par avance pour la fin du soutien public d’aval.

L’essentiel demeure : la politique de transition énergétique de la France coûte cher, pour ne pas agir sur notre problème numéro 1 : le réchauffement climatique.

 


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   introduction

En premier lieu, votre Rapporteure voudrait sincèrement remercier le Président Aubert d’avoir initié cette commission d’enquête ainsi que l’ensemble des commissaires qui y ont participé régulièrement. Votre Rapporteure a éprouvé un réel plaisir à travailler à leurs côtés pendant ces longs mois. Ce travail était d’une grande richesse et les éclairages et interrogations des uns et des autres l’ont nourrie tout autant que nos invités auditionnés.

La commission d’enquête s’est déroulée dans un souci permanent d’équilibre et de rigueur intellectuelle, ce qui sur des sujets parfois polémiques ne coule pas nécessairement de source. En dépit de points de vue variés et de divergences fortes, l’état d’esprit de cette commission a toujours été celui d’une coopération transpartisane constructive, respectueuse et bienveillante. Votre Rapporteure remercie donc tant le Président que ses collègues pour la pertinence de leurs contributions.

En novembre de l’année dernière, les manifestations des Gilets Jaunes ont débuté, à la suite d’un appel repris par les réseaux sociaux, contre la hausse du prix du carburant diesel, dont une part tenait à la montée en charge de sa taxation au titre de la lutte contre le réchauffement climatique. Lorsqu’ils insistent sur l’urgence des mesures à prendre, les participants aux diverses journées de la Marche pour le climat ont également à l’esprit l’enjeu énergétique, primordial pour la préservation de la planète. Fin du monde contre fin du mois, le cadre d’une rupture semblait posé. De manière experte ou béotienne, le débat sur nos politiques énergétiques et leur financement s’est imposé sur la place publique, au sens propre comme au figuré. Il semble désormais clair que les mesures fiscales, les choix technologiques, les priorités politiques de la transition écologique et énergétique ne pourront plus être ajustés et débattus entre seuls spécialistes. L’acceptabilité sociale de la transition écologique et énergétique passera, qu’on le veuille ou non, par le débat dans l’agora.

De fait, que l’on choisisse de mettre en avant des considérations climatiques, telles qu’elles sont envisagées dans les rapports du Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC), des considérations écologiques et de santé en rapport avec les externalités négatives des énergies fossiles, ou encore des considérations économiques, comme les conséquences d’une détérioration structurelle du taux de retour énergétique (Energy Return On Energy Invested, EROI), il s’agit d’une question fondamentale, à propos de laquelle nos concitoyens doivent pouvoir exprimer un consentement clair.

La transition énergétique est au cœur de la lutte contre le changement climatique qui est lui-même le principal enjeu écologique de notre époque.

Chacun sait que le dioxyde de carbone est un des principaux gaz à effet de serre et qu’il contribue grandement au réchauffement climatique dont les impacts aussi nombreux que néfastes ne cessent d’être démontrés et commencent à se faire sentir : atteinte à la biodiversité, montée du niveau des océans, augmentation des précipitations, modification du climat… Il est désormais entendu que l’urgence climatique exige de tous les pays du monde une réduction drastique du volume de gaz carbonique rejeté dans l’atmosphère et la France s’est, conformément à cet objectif, engagé à atteindre la neutralité carbone, c’est-à-dire zéro émissions nettes en 2050.

Or, et bien que la production française d’électricité soit déjà faiblement émettrice de gaz carbonique par rapport à d’autres pays européens ([4]), la neutralité carbone française dépendra surtout des choix réalisés en matière d’énergie. En effet, les émissions issues de la combustion d’énergie représentent environ 70 % des émissions de gaz à effet de serre de la France.

La décarbonation de lénergie est donc essentielle pour atteindre les objectifs de réduction des émissions.

On comprend aisément l’impact de remplacer une énergie fossile émettrice de CO2 (gaz naturel, fioul, pétrole, charbon…) par une énergie décarbonnée (énergie renouvelable ou nucléaire). Mais n’existe-t-il pas un risque de laisser croire aux Français que la diversification du mix électrique relève du même objectif ? Peut-on laisser croire aux 69 % de Français interrogés par BVA ([5]) que le nucléaire participe à la production de gaz à effet de serre ? Factuellement, ces 69 % de Français ont raison : le nucléaire rejette du CO2, tout comme l’ensemble des énergies sans exception. Mais ces émissions sont minimes : 12 grammes par kWh produit selon le consensus scientifique, soit l’équivalent de ce que rejettent dans l’atmosphère les éoliennes (11 grammes). Que dire des 10 % des sondés qui pensent que le pétrole et le gaz contribuent moins que le nucléaire à l’effet de serre, et des 11 % d’entre eux qui croient que le charbon est plus propre que l’atome ? Peut-on, avec une telle base, considérer qu’ils ont donné un consentement éclairé à nos politiques de transition énergétique ?

C’est d’autant plus important que l’objectif de décarbonation, bien que prioritaire, n’est pas le seul pris en compte dans l’élaboration du mix énergétique français et il est sans doute encore moins aisé pour nos compatriotes de mesurer les autres enjeux, économiques, technologiques ou politiques, qui justifient les orientations actuelles. Sous le même vocable de transition énergétique sont en effet rassemblés des constats, des objectifs et des choix de politique énergétique très divers, ce qui contribue à l’opacité de nos politiques. Pourtant la lisibilité de nos choix énergétiques est essentielle si l’on souhaite qu’ils soient compris et acceptés par nos concitoyens.

Pour évaluer l’efficacité de nos politiques de transition énergétique, il conviendra donc de distinguer, parmi les objectifs poursuivis, ce qui relève des choix de diversification des modes de production de l’électricité (le bouquet électrique ou mix) et ce qui relève de la transition climatique, au sens de la prise en compte de la part de l’énergie dans les émissions de gaz carbonique.

Bien sûr, les choix faits dans un cas peuvent avoir des effets dans l’autre. Par exemple, pour diminuer l’impact climatique de l’utilisation des véhicules à moteur thermique, le choix d’électrifier le parc automobile aura, en pratique, un effet plus ou moins important, en termes d’émissions globales de gaz carbonique, selon la composition du bouquet électrique. De même, lorsque RTE (Réseau de transport d’électricité) élabore des scénarios d’équilibre entre l’offre et la demande d’électricité, leur impact sur la décarbonation du système électrique n’est pas le même selon les options privilégiées, pourtant il s’agit toujours bien de transition dans le choix des types de production de l’électricité.

Et si les choix énergétiques sont soumis à des contraintes objectives (climatique, économique et budgétaire, technique et technologique, de sûreté ou encore géographique…), ils relèvent aussi de choix politiques, en ce sens que le décideur politique les hiérarchise en fonction de ce quil juge être prioritaire. Les contraintes objectives peuvent évoluer avec le temps (sous leffet dinnovations par exemple) tout comme la hiérarchie des priorités (sous leffet de lopinion publique).

Ainsi, en 2005, si les EnR étaient déjà évoquées, le nucléaire plébiscité comme une source d’énergie « propre » (bien que la question des déchets nucléaires occupât alors une place grandissante dans le débat public), fiable et peu chère, gardait une place prépondérante et privilégiée dans le mix énergétique français.

L’axe 2 de la loi de programme n° 2005-781 du 13 juillet 2005 fixant les orientations de la politique énergétique retenait déjà la diversification des sources d’approvisionnement de la France mais prévoyait de faire reposer la production d’électricité sur :

– le maintien d’une part importante de production d’origine nucléaire, sans en définir de proportion ;

– une part croissante d’énergies renouvelables, en retenant, « lobjectif indicatif dune production intérieure délectricité (…) de 21 % de la consommation intérieure délectricité totale à lhorizon 2010. » La définition de l’objectif pour 2020 était alors renvoyée à l’année 2010, pour pouvoir tenir compte du développement de ces énergies ;

– et, pour répondre aux pointes de consommation, sur le maintien du potentiel de production hydroélectrique et sur les centrales thermiques.

Ainsi prévue, la démarche en vue de diversifier le bouquet électrique conservait à la production d’origine nucléaire son caractère de pivot du dispositif et cela parce qu’il était alors considéré que cette production contribuait, par sa nature même, aux objectifs principaux de la politique énergétique : sécurité d’approvisionnement, indépendance énergétique, compétitivité, lutte contre l’effet de serre et rayonnement d’une filière industrielle d’excellence.

Ce postulat sur le nucléaire tempérait l’urgence du développement des énergies renouvelables dans le bouquet électrique. Pour le législateur de 2005, ce développement devait tenir compte, d’une part, de la spécificité du parc français de production d’électricité, qui faisait déjà très peu appel aux énergies fossiles, de sorte que le développement des énergies renouvelables électriques était jugé moins prégnant dans notre pays que chez certains voisins, et, d’autre part, de la spécificité et de la maturité de chaque filière. Les EnR, encore émergentes, étaient jugées trop peu compétitives.

Le 11 mars 2011, l’accident de Fukushima est venu renverser ces choix. L’Autorité de sûreté nucléaire (ASN), tout comme les gros titres de presse de l’époque, convergeaient sur le fait « qu’il y aura[it] un avant et un après Fukushima ». André-Claude Lacoste, le Président de l’ASN, revenait dans son rapport de juin 2011 sur la catastrophe de Fukushima en précisant : « cet évènement nous rappelle que, malgré les précautions prises, un accident ne peut jamais être exclu. »

Ainsi, poussé par les enseignements de l’accident de Fukushima que son prédécesseur n’avait pas connu, le législateur de 2015 (en France comme ailleurs en Europe) ne considère plus le nucléaire comme un choix technologique donnant l’avantage de bénéficier d’une des électricités les moins chères d’Europe, mais comme un risque sanitaire, économique et sociétal majeur. Une position toujours portée aujourd’hui par Kan Naoto, Premier Ministre du Japon lors de l’accident.

« Pourquoi faut-il aujourdhui viser le zéro nucléaire ? La première raison tient à limpossibilité déviter tout risque daccident. Celui de la centrale de Fukushima a été provoqué par un grand tremblement de terre suivi dun tsunami. Est-on cependant à labri dune catastrophe en France et dans dautres pays où ce genre de phénomènes naturels se produisent très rarement ? Les infortunes de Three Mile Island en 1979 ou de Tchernobyl en 1986 nont pas été déclenchées par un séisme ou un raz de marée, mais par des erreurs humaines. Or il est impossible déviter celles-ci à 100 %.

La deuxième raison tient au fait quun accident nucléaire majeur peut impliquer dévacuer des millions de personnes, voire anéantir un pays. Des accidents davion ou de bateau peuvent causer de nombreuses victimes. Mais un accident nucléaire peut entraîner des dommages incomparables. Imaginez quun territoire devienne inhabitable pour des décennies dans un rayon de 250 kilomètres autour dune centrale. Il sagirait de pertes et de dégâts aussi importants, voire plus, que ceux dune grande guerre. » ([6])

C’est au regard de cet évènement que la loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte contribua à mettre en avant la lutte contre le changement climatique, mais réévalua le nucléaire du point de vue de la préservation de la santé humaine et de l’environnement, et chercha à prévenir ce qui était perçu comme un risque industriel majeur en garantissant sa sûreté. La capacité de production d’origine nucléaire fut donc plafonnée à 63,2 GW, aucune autorisation de nouvelle centrale ne pouvant conduire au dépassement de ce plafond. La loi fixa pour objectif de réduire la part du nucléaire dans la production d’électricité à 50 % à l’horizon 2025 et de produire, en 2030, 40 % de l’électricité au moyen d’énergies renouvelables. De ce double objectif juxtaposé est peut-être née la confusion qui persiste aujourd’hui dans l’esprit des Français.

L’accident de Fukushima se faisant moins présent dans les esprits, l’argument de sûreté perd indéniablement en vigueur. D’autres arguments viennent donc progressivement le remplacer et sont mis en avant en faveur d’une diversification du mix électrique.

Selon les termes de l’Évaluation environnementale stratégique de la programmation pluriannuelle de l’énergie, la politique de diversification du bouquet électrique répond à plusieurs enjeux : « Un système électrique plus diversifié est un système électrique plus résilient à un choc externe comme une baisse de la capacité de production des réacteurs suite à un incident ou un défaut générique, qui conduirait à lindisponibilité de plusieurs réacteurs. La très grande majorité du parc électronucléaire a été construite sur une courte période, environ quinze ans. Il est donc souhaitable danticiper larrêt de certains réacteurs du parc existant pour éviter un effet « falaise » qui ne serait pas soutenable, ni en termes dimpacts sociaux, ni pour le système électrique. Cette anticipation est également nécessaire pour étaler les investissements dans de nouvelles capacités de production électrique. » ([7]).

Une telle préoccupation a été synthétisée en termes plus directement politiques par M. François Brottes lors de son audition par la commission d’enquête : « Le développement du solaire et de léolien répond aujourdhui aux enjeux de sécurité de lapprovisionnement et de sûreté électrique. Ne pas avoir de solaire et déolien nous coûterait sûrement très cher. » ([8])

Ainsi, la loi relative à l’énergie et au climat, qui vise à répondre à l’urgence écologique et climatique, ne remet en effet pas en cause la nécessité de diversifier le mix électrique existant. Elle tire seulement les conséquences du constat pragmatique fait par RTE de l’impossibilité d’atteindre l’objectif en 2025 sans développer des moyens thermiques (et donc carbonés) de production d’électricité, en repoussant l’horizon de réduction à 50 % de la part de la production d’électricité d’origine nucléaire à 2035. L’observateur aguerri a compris que ce qui s’était joué là, c’était la hiérarchisation du risque nucléaire au regard du risque climatique, pondéré par un réalisme technologique et économique. Mais tous les Français ont-ils bien saisi cette dimension du débat ?

Sans doute, cela n’a-t-il pas été suffisamment explicité, même si l’opinion publique continue aujourd’hui d’être largement alimentée d’informations plus ou moins sérieuses et de théories plus ou moins dogmatiques. D’un côté, les tenants les plus féroces du nucléaire affirment que le risque nucléaire est négligeable voire fantasmé et, en tous les cas, secondaire vis-à-vis de l’importance de réduire le CO2 et de lutter contre le changement climatique qui, lui, est inéluctable. Ils recommandent donc globalement de ne plus investir dans une diversification du mix électrique, mais dans la seule décarbonation du mix en gardant le nucléaire comme source d’énergie à favoriser. Ceux qui considèrent au contraire le risque nucléaire comme trop important pour être ignoré, recommandent, à l’instar de Kan Naoto, une diversification aussi rapide que possible du mix électrique afin d’atteindre progressivement la sortie totale du nucléaire tout en poursuivant l’objectif de lutte contre le réchauffement climatique. Certains fervents défenseurs des énergies renouvelables électriques n’hésitent pas à entretenir le flou concernant la participation du nucléaire au changement climatique. S’ajoutant aux réflexions sur la hiérarchisation des risques, viennent des arguments de faisabilité technologique ou de rationalité économique, qui bien souvent dissimulent derrière leur jargon et leur complexité une position politique. Toutefois, chaque argument fallacieux ou délibérément orienté en faveur de l’une ou l’autre de ces énergies participe en réalité à nourrir la défiance de nos concitoyens vis-à-vis des politiques de transition dans leur ensemble.

Dans le débat largement prépondérant entre nucléaire et énergies renouvelables alternatives, des voies énergétiques alternatives tentent de se faire entendre.

Lors de sa discussion à l’Assemblée nationale de la loi relative à l’énergie et au climat, l’encouragement et l’augmentation de la production d’énergie hydroélectrique sur tout le territoire (plutôt que son seul maintien) ont ainsi été ajoutés aux objectifs de la politique énergétique nationale. L’enjeu de l’efficacité énergétique est également régulièrement évoqué, même si son renforcement semble rester secondaire. Enfin, les énergies renouvelables thermiques peinent encore à vraiment être prises en compte dans l’apport qu’elles pourraient faire à la décarbonation de l’énergie.

Ainsi, le débat sur la transition énergétique est-il parfois faussé par des postures ou des croyances décorrélées des faits. Or, comme le soulignait pertinemment Mme Florence Lambert, directrice du Laboratoire d’innovation pour les technologies des énergies nouvelles et les nanomatériaux (Liten), lors de son audition par la commission d’enquête, quels que soient nos scénarios énergétiques, « il est essentiel de les raccrocher à des feuilles de routes technologiques ». C’est le réalisme économique et scientifique et la faisabilité technologique de ces scénarios qui doivent dicter la doctrine politique et non l’inverse.

Car nos concitoyens peuvent sans doute comprendre que les autorités publiques hiérarchisent ou cherchent à concilier les priorités que représentent les enjeux énergétiques avec les éléments objectifs en leur possession. Ils peuvent sans doute comprendre les contraintes budgétaires qui imposent soit d’augmenter l’effort fiscal (y compris par une nouvelle taxe carbone) soit de traiter une priorité après l’autre. Ils peuvent même probablement comprendre qu’au terme de toutes les pondérations, certains choix de priorité relèvent in fine de l’intime conviction du décideur politique. Mais parce que le poids des risques liés à l’énergie n’a jamais pesé aussi fortement sur le présent comme sur l’avenir des ménages, les Français ne peuvent plus consentir à un effort fiscal aveugle. Ils ne peuvent plus accepter que les milliards d’euros investis dans la transition énergétique ne soient pas transparents, justifiés et rationnels ainsi que parfaitement efficients.

L’acceptabilité sociale de nos politiques de transition dépend de la compréhension de ses enjeux par nos concitoyens. Quelle que soit la complexité scientifique et technologique de la question énergétique, les choix budgétaires engagés au nom des Français doivent être lisibles pour les Français, afin que ceux-ci puissent non seulement consentir à les financer mais adhérer pleinement à ces décisions.


C’est sur ce postulat que notre commission d’enquête s’est efforcée d’apporter, d’une part, une évaluation objective et nous l’espérons éclairante de l’impact économique, industriel et environnemental des énergies renouvelables qui vient compléter des études préexistantes sur d’autres énergies, et, d’autre part, une meilleure lisibilité sur les financements des politiques de transition énergétique.

 


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I.   L’intégration dans le mix énergetique des EnR électriques est techniquement viable, même si des questions subsistent

Lors de notre commission d’enquête, M. Jean-Marc Jancovici et d’autres du même courant de pensée ont interrogé la pertinence économique et technologique de la politique énergétique actuelle augmentant le pourcentage d’énergie renouvelable dans le mix électrique. Affichant clairement une priorité pour la lutte contre le changement climatique face au risque nucléaire, M. Jancovici argue : « le changement climatique est un processus cumulatif. Année après année, les gaz à effet de serre saccumulent dans latmosphère. Il faut plus de dix mille ans pour épurer un surplus de CO2 envoyé dans latmosphère ! Dix mille ans de déstabilisation mondiale irréversible ! À côté de cela, les déchets nucléaires sont peu de choses. »

Toutefois, M. Jancovici comme d’autres experts auditionnés ont porté à l’attention de notre commission d’enquête leur conviction que le développement des énergies renouvelables électriques en remplacement du nucléaire représente une impasse économique et technologique. En analysant les coûts, contraintes technologiques et bénéfices comparés du remplacement progressif d’une part de la production électrique nucléaire par une production électrique EnR, il en conclut non seulement que le développement d’EnR électriques correspondrait à la création d’une sorte « d’itinéraire bis coûteux » pour la production d’électricité décarbonée, mais également que cet « itinéraire bis » finirait technologiquement par un « cul de sac ».

D’autres experts auditionnés, tels M. François Brottes, à l’opposé de ces appréciations, affirment au contraire, par d’autres arguments économiques et technologiques, qu’une part progressivement plus importante d’électricité produite par les EnR dans le mix électrique français est non seulement technologiquement viable, mais économiquement pertinente, pour garantir à l’avenir une énergie propre et peu chère à nos concitoyens. Considérant que l’objet de cette commission d’enquête n’est pas de conforter telle ou telle position idéologique, nous nous efforcerons seulement d’éclairer, de croiser et d’objectiver les arguments scientifiques, technologiques et économiques avancés par les différents partis auditionnés.

A.   De la variabilité de la demande à la variabilité de la production, l’impossible défi posé par les EnR intermittentes ?

Comme le souligne RTE dans son bilan prévisionnel de l’équilibre offre demande d’électricité en France, la consommation d’électricité fluctue au cours du temps, en fonction des besoins dictés par le rythme des activités économiques et domestiques et les saisons : plus élevée de jour que de nuit, les jours ouvrables que les week-ends, en hiver qu’en été, la consommation est aussi liée aux températures extérieures.

À titre d’exemple, les graphiques suivants, repris du site Eco2mix de RTE, retracent le profil de la consommation électrique pour les journées du mardi 5 février et du mardi 2 juillet 2019. Les montants de la consommation, respectivement à hauteur de 81 591 MW et 52 699 MW, correspondent à l’appel de puissance à 19 heures.

 

Source : RTE, Eco2mix.

Ces courbes correspondent bien aux variations de consommation d’un jour type ouvré d’hiver et d’été, telles que RTE les présentent dans son bilan prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité :

« Les courbes de charge en jours ouvrés dhiver se caractérisent par :

▪ une rapide montée en charge à partir de six heures du matin, liée à la reprise dactivité chez les particuliers, dans les transports ferroviaires et dans les établissements industriels et tertiaires, suivie dun « plateau » durant la matinée ;

▪ un rebond en fin daprès-midi, lorsque se conjuguent activité de fin de journée dans les bureaux, reprise de la consommation résidentielle et pic dactivité des transports en commun, qui se traduit par une pointe journalière à 19 heures.

Durant la période estivale, la courbe de charge journalière présente un niveau sensiblement plus bas, du fait de labsence de chauffage, et la pointe de 19 heures disparaît car léclairage résidentiel est plus tardif. »

Comme le système électrique doit équilibrer à tout moment l’offre et la consommation d’électricité, le réseau doit être configuré de telle sorte que soit satisfaite la pointe de demande électrique, en grande partie liée, en France, aux usages thermosensibles, et notamment au chauffage électrique. L’éventualité de nouveaux usages liés au changement climatique et à la transition énergétique, tels que la recharge des véhicules électriques, même en cas d’impact modéré sur la consommation totale, pourrait affecter de façon importante l’appel de puissance à la pointe.

La demande délectricité va donc évoluer dans les quinze ans à venir en raison du changement climatique. La transformation du parc de production délectricité interviendra elle aussi sous leffet des politiques liées à la diversification du mix électrique. Le développement des énergies renouvelables intermittentes et la diminution de la part des énergies stables (nucléaire, charbon) seront-ils compatibles avec ces nouveaux besoins ?

Les graphiques suivants, qui ont également été repris sur le site Eco2mix de RTE, se placent du point de vue des types de production sollicités pour les deux mêmes journées du mardi 5 février et du mardi 2 juillet 2019.

 

Ils montrent bien la variation de la production de l’éolien et du solaire par rapport à la stabilité de production du nucléaire. Au mois de février, à 19 heures 30, il n’y a plus de production solaire, alors que la puissance appelée atteignait 2 849 MW à 13 heures, aux mêmes moments de la journée, l’éolien atteignait respectivement 3 186 MW et 1 235 MW, tandis que le nucléaire variait de 54 892 MW à 54 849 MW. Au mois de juillet, à 19 heures 30, l’appel de puissance atteignait 1 345 MW pour le solaire, il était de 5 515 MW à 13 heures, aux mêmes moments de la journée, l’éolien atteignait respectivement 2 955 MW et 871 MW, tandis que le nucléaire variait de 41 870 MW à 41 765 MW.

Par rapport à la situation actuelle, telle qu’elle peut ressortir des graphiques précédents, le développement des énergies intermittentes qui ne peuvent maîtriser les conditions météorologiques dont elles dépendent pour leur production augmentera de facto la puissance disponible aux différentes heures où le vent et d’ensoleillement permettent la production. Cette montée en puissance impacte les conditions de fonctionnement du système électrique et la tâche des opérateurs des gestionnaires des réseaux qui doivent désormais non seulement moduler le réseau sous l’effet de la demande, mais également sous l’effet de la production. En effet, sauf à stocker l’énergie solaire ou éolienne pour en lisser la disponibilité et la rendre similaire aux énergies disponibles de manière continue, il revient au réseau d’absorber ces variations.

De même l’énergie nucléaire, si elle est stable dans sa production n’est en revanche ni modulable ni flexible. Il n’est pas possible contrairement à l’hydroélectricité ou au gaz de faire appel à elle « à la demande » en cas de pointe. Il faudrait, si l’énergie nucléaire couvrait entièrement la pointe aujourd’hui, trouver une manière d’évacuer la surproduction en période de creux, en développant de nouveaux besoins dans ces périodes de faible demande, ou en revendant le surplus à l’étranger (ce qui est déjà le cas en été comme le montre le même graphique).

Les EnR électriques reprochent ainsi au nucléaire de nêtre pas assez flexible, et le nucléaire reproche aux EnR de nêtre pas assez stables dans leur production. La demande dénergie des consommateurs étant à la fois continue et fortement variable, les deux critiques sont recevables.

Il n’existe pas d’énergie idéale. Toute centrale électrique transforme une source d’énergie primaire (que ce soit le soleil, l’uranium ou le charbon), en électricité. Selon l’énergie utilisée et la destination de la production, différents types de centrales électriques coexistent (le bouquet électrique), dont la composition tiendra à des considérations à la fois économiques, techniques et environnementales : d’un point de vue économique, les centrales à faible coût d’approvisionnent en combustible devraient fonctionner de façon continue (base), tandis que celles utilisant un combustible onéreux devraient être appelées à fonctionner de façon seulement occasionnelle (appoint). Toutefois, d’un point de vue technique, il faudra tenir compte du délai nécessaire au démarrage de la mise en production et de la plus ou moins grande capacité à faire varier cette dernière. Et d’un point de vue environnemental, il faut favoriser les énergies n’émettant quasiment pas de CO2.

Les différents types de production sont pondérés pour alimenter le réseau selon ces trois facteurs pour garantir au moindre coût la disponibilité en permanence dune électricité propre et de qualité.

Jusqu’au développement des énergies renouvelables électriques, la composition de ce bouquet résultait avant tout de la structure de la demande d’électricité. Le graphique suivant réalisé par l’Agence internationale de l’Énergie (AIE) met ainsi en relation la puissance appelée – production de base, semi-base et de pointe – et les différentes heures de la journée.

Source : AIE, État de la transformation du système électrique, 2018.

Cette demande se répartissait entre :

– la demande de base. Elle correspond à la quantité d’électricité qui doit être constamment disponible, indépendamment des changements de court terme ;

– la demande intermédiaire ou de semi-base, qui varie tout au long de la journée en relation avec l’activité des différents secteurs : résidentiel, tertiaire et industriel ;

– la demande de pointe, qui correspond au maximum de la demande dans la journée, étalée sur quelques heures.

Le développement des énergies renouvelables intermittentes affecte cette catégorisation traditionnelle en ce qu’il s’agit de moyens de production non pilotables. Du point de vue de l’opérateur responsable de l’équilibre offre-demande d’électricité, la production des énergies renouvelables intermittentes équivaut en fait à une diminution de la demande. Il doit désormais garantir en production de moyens pilotables la totalité de la demande d’électricité dite résiduelle (net load), égale à tout moment à la demande totale d’électricité diminuée de la production fatale des énergies renouvelables.

À la variabilité de la demande électrique liée aux usages vient donc sajouter (ou plutôt se retrancher) la variabilité de la production liée à lensoleillement et au vent. Cet empilement de variables est-il soutenable pour léquilibre du réseau ?

Pour l’Agence internationale de l’énergie, dans ses rapports de 2017 et 2018 sur l’état de la transformation du système électrique, la question de l’impact du déploiement des énergies renouvelables intermittentes dans le système électrique dépend pour une grande part du niveau de déploiement atteint. Compte tenu des expériences conduites dans différents pays, l’AIE distingue six phases de déploiement des énergies renouvelables intermittentes au regard de leurs effets sur le système électrique :

▪ Dans une première phase, le déploiement des énergies renouvelables est trop faible pour que leur production et son intermittence puissent impacter la gestion du système électrique et ses autres intervenants ;

▪ Dans une deuxième phase, le parc de production électrique existant voit son modèle de production commencer d’être impacté par les énergies renouvelables intermittentes, mais le système électrique peut s’adapter à cette nouvelle situation grâce à ses capacités propres et en révisant certaines pratiques opérationnelles ;

▪ Dans une troisième phase, la flexibilité du système est la clef de l’intégration des énergies renouvelables intermittentes. Pour l’AIE, la flexibilité s’entend comme la capacité d’un système électrique à répondre au changement de la demande ou de l’approvisionnement, caractéristique importante de tout système électrique, et la rapidité avec laquelle il y parvient. Cette capacité est affectée par les caractères de variabilité (disponibilité de la production dans le temps) et d’incertitude (bien que les prédictions soient de plus en plus fiables et réalisées de plus en plus tôt, il reste difficile de prévoir précisément et longtemps à l’avance cette disponibilité) propres à l’énergie solaire et éolienne ;

▪ Dans une quatrième phase, la production d’énergies renouvelables intermittentes suffit, périodiquement, en particulier lorsqu’une forte production intervient pendant les périodes de faible demande, à pourvoir en grande part à la consommation d’électricité. L’AIE fait de la stabilité du système le point crucial à ce stade. La stabilité est la capacité du système électrique à surmonter les perturbations à très court terme (quelques secondes au plus) et à maintenir son équilibre opérationnel ;

▪ Dans une cinquième étape, l’augmentation de la part des installations de production à partir d’énergie renouvelable conduit fréquemment à une production dépassant la demande et à l’apparition de surplus de production structurels ;

▪ Dans une sixième étape, le principal obstacle à l’augmentation de la part des énergies renouvelables tient à la nécessité de faire coïncider la demande avec les productions en période de vent faible ou en période d’ensoleillement et à organiser un changement de mode pour les usages difficilement électrifiables. Le besoin de stockage saisonnier et l’utilisation de vecteurs énergétiques comme l’hydrogène sont caractéristiques de ce stade.

Le système électrique de chaque pays peut donc être envisagé selon le stade de déploiement des énergies renouvelables qu’il a atteint, même si d’autres caractéristiques entrent en compte, comme la répartition régionale au sein d’un pays – une région peut être à un stade avancé quand l’ensemble du pays a une faible part d’énergies renouvelables électriques. Selon l’AIE, les pays les plus avancés en Europe en sont à la troisième étape, au regard de sa classification, sauf le Danemark déjà à un stade plus avancé.

 

Source : AIE, État de la transformation du système électrique 2018.

« Plusieurs filières de production délectricité dorigine renouvelable ont démontré leur compétitivité et constitueront une part significative du mix électrique de long terme, au moins jusquau niveau où un besoin de stockage massif délectricité apparaîtra. Une diversification de cette ampleur vers les énergies renouvelables doit être lissée au cours du temps, car les nouvelles capacités renouvelables sont installées de manière diffuse et décentralisée par le biais de petits projets et de filières nécessitant une montée en puissance progressive. » (Évaluation environnementale stratégique de la programmation pluriannuelle de l’énergie 2019-2023, 2024-2028, page 141).

 

Les contraintes d’équilibre offre/demande sur les réseaux d’électricité

Jusqu’à un passé récent, la place relativement marginale du stockage sur le marché de l’électricité, a impliqué – et implique toujours aujourd’hui pour l’essentiel – que la production d’électricité soit à chaque seconde égale à la demande.

L’équilibre entre la production et la consommation est reflété par la stabilité de la fréquence du courant alternatif à sa valeur cible de 50 Hertz sur l’ensemble du réseau électrique européen interconnecté (« plaque européenne »). Si un site industriel important cesse subitement de consommer de l’électricité, la fréquence augmente sur la plaque européenne. Une fréquence trop instable sur le réseau a des conséquences sur la stabilité du système et sur le bon fonctionnement des installations de production et de consommation. La loi confie au gestionnaire du réseau public de transport, RTE, la mission de maintenir l’équilibre entre injections et soutirages sur le réseau en s’appuyant sur les « services système » - réserves primaire et secondaire – et sur le mécanisme d’ajustement.

Il existe un réglage primaire de fréquence au niveau de chaque alternateur des producteurs d’électricité en Europe, qui est équipé d’un régulateur de vitesse. Le réglage primaire de la fréquence est automatique et rapide (15 à 30 secondes). Néanmoins, il reste imprécis et ne garantit pas un retour exact à la fréquence de 50 Hz. Un réglage automatique complémentaire est nécessaire. Un réglage secondaire de la fréquence permet de résorber davantage l’écart de fréquence résultant d’un déséquilibre. Ce réglage secondaire adapte la puissance mécanique fournie aux alternateurs à la puissance consommée. Il est automatique.

Si les réserves primaire et secondaire sont épuisées (au bout d’environ trois minutes), la mobilisation d’une réserve tertiaire est nécessaire pour ramener la fréquence à 50 Hz. La réserve tertiaire, « ou mécanisme d’ajustement », complète les réserves primaire et secondaire. Contrairement aux réserves primaire et secondaire dont l’activation est automatique, l’activation de la réserve tertiaire est manuelle : le gestionnaire de réseau de transport, RTE, passe des appels téléphoniques aux producteurs pour qu’ils modifient leur production quasi-immédiatement. Le mécanisme d’ajustement fonctionne selon le principe dit pay-as-bid : les offres sont sélectionnées par RTE en fonction du prix proposé.

Quand RTE active une offre d’ajustement à la hausse, lorsque le déséquilibre est dû à une production insuffisante pour couvrir la consommation, il rémunère le participant au prix de son offre. Quand le gestionnaire de réseau de transport active une offre à la baisse, il reçoit du participant, qui réduit le volume d’électricité qu’il injecte ou augmente le volume qu’il soutire, le prix de son offre.

L’inertie caractérise la capacité du système électrique à absorber un choix sur l’équilibre production-consommation sans que les variations de fréquence ne soient trop importantes. Les installations éoliennes et photovoltaïques ne contribuent pas à l’inertie du système. Leur déploiement massif, au détriment des sources de production fournissant de l’inertie (centrales nucléaires, thermiques et hydrauliques), réduit donc l’inertie totale, ce qui est donc susceptible d’avoir un impact sur la qualité de la fréquence. Des variations de fréquence trop importantes engendrent notamment un risque de déconnexion des installations de production, conduisant à une perte de l’alimentation.

Pour assurer l’équilibre instantané fréquence/puissance, un rôle crucial est joué par l’inertie des masses tournantes des groupes turboalternateurs des moyens de production électrique conventionnels. Ces éléments jouent le rôle de volant d’inertie par une action mécanique s’opposant aux variations brutales de vitesse, donc de fréquence, et, également, un rôle de stockage et de déstockage d’énergie cinétique. En revanche, pour la production photovoltaïque ou éolienne, qui est intermittente, on a recours à des onduleurs pilotables pour le raccordement au réseau, et ce couplage n’est pas synchrone. Le photovoltaïque n’a aucune inertie propre. Les turbines éoliennes ont une inertie importante mais le mode de couplage actuel ne permet pas de l’utiliser.

Source : Comité de prospective de la CRE, La flexibilité et le stockage sur les réseaux d’énergie d’ici les années 2030, juillet 2018, pages 16 et 19.

Ainsi, on le voit, les principaux argumentaires contre les énergies renouvelables mettent en avant les contraintes tenant à l’intermittence et au caractère non pilotable des technologies renouvelables. Les défenseurs de ces énergies répondent en mettant en avant la non-flexibilité du nucléaire. La production nucléaire n’est selon eux pas davantage corrélée à la variabilité de la demande que la production EnR. Cela représente selon eux une contrainte équivalente puisqu’il faut là aussi trouver des moyens d’évacuer la surproduction en période de creux (nouveaux usages ou revente) voire une contrainte supérieure car il n’est pas possible de « débrancher » le nucléaire en période de surproduction contrairement aux énergies solaires ou éoliennes dont la production peut être facilement interrompue. Par ailleurs, les défenseurs des EnR arguent qu’il existe une complémentarité des EnR qui permettra à terme à ces énergies intermittentes de se rapprocher du fonctionnement des énergies stables et de les substituer.

Ces arguments nécessitent de considérer les adaptations nécessaires du réseau (qui absorbe cette nouvelle variable EnR comme il a absorbé la variable de consommation) ainsi que la réalité des théories de complémentarité et de foisonnement des EnR (réputés faire baisser le degré de variabilité) et enfin les opportunités de stockage (lequel permet de donner à une énergie intermittente les qualités dune énergie stable).

B.   L’intégration des EnR nécessIte des adaptations du réseau

Après avoir rappelé que l’on compte sept fois plus d’éoliennes qu’il y a dix ans et mille fois plus de panneaux solaires photovoltaïques, le président du directoire de RTE insistait, lors de son audition par la commission d’enquête, sur le fait qu’« il ne peut y avoir de valorisation de la production des énergies renouvelables sans réseau de distribution et de transport. Trop souvent, les producteurs, forts de laccord des élus et de la population, demandent à être raccordés rapidement, sans songer que le premier poste électrique auquel leur installation serait raccordable peut se trouver à cinquante ou soixante-dix kilomètres de distance, que cela suppose des travaux de raccordement, des délais pour trouver les voies et moyens juridiques déviter les recours, etc. » ([9])

Selon la Commission de régulation de l’énergie, avec la transition énergétique, les opérateurs de réseaux « doivent parvenir à concilier deux tendances contradictoires :

▪ une tendance forte à la stabilisation en électricité des consommations, portée notamment par la maîtrise de la demande dénergie ;

▪ une augmentation des coûts pour permettre notamment linsertion des EnR sur les réseaux et le déploiement des infrastructures de recharge pour véhicules électriques. (…) Le développement des EnR et de lautoconsommation fait évoluer le système électrique dune architecture très centralisée vers un fonctionnement décentralisé. (…) Le réseau actuel a été dimensionné principalement en fonction des flux de soutirage lors de pointes de consommation hivernale. Or, à terme, les injections décentralisées pourraient entraîner des besoins de renforcement, si elles ont lieu dans des zones de faible consommation où le réseau nest pas en mesure daccueillir ce volume dinjection. »  ([10]).

95 % du marché français de la distribution d’électricité relève d’Enedis, filiale à 100 % d’EDF, en charge du réseau de distribution d’électricité de moyenne et basse tension d’environ 1,4 million de km. En 2018, Enedis a acheminé 388 TWh, les injections du réseau de transport représentant 87 % de ce volume. La production décentralisée sur le réseau Enedis a crû de 14 % en 2018 par rapport à l’année précédente pour atteindre près de 50 TWh. La production éolienne est la principale source d’énergie sur le réseau (25 TWh), le photovoltaïque représentant 8,7 TWh. Pour sa part, le refoulement vers le réseau de transport a atteint 12,9 TWh, en augmentation du fait de la hausse de la production décentralisée. La production éolienne sur le réseau Enedis représente plus de 88 % de la production éolienne nationale, pour la production photovoltaïque, le pourcentage s’élève à 85,6 %.

RTE a le monopole de la gestion du réseau de transport de l’électricité. Détenu à 50 % par EDF, 30 % par la Caisse des dépôts et consignations et 20 % par CNP Assurances, RTE exploite un réseau de plus de 100 000 km, acheminant l’électricité en tout point du territoire depuis ses lieux de production jusqu’aux sites industriels raccordés à son réseau et jusqu’aux réseaux de distribution en lien avec les consommateurs finaux. RTE achemine annuellement de l’ordre de 520 TWh d’électricité.


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Source RTE.

En application de l’article L. 341-2 du code de l’énergie, les tarifs d’utilisation du réseau public de transports et des réseaux publics de distribution sont calculés de manière transparente et non discriminatoire, afin de couvrir l’ensemble des coûts supportés par les gestionnaires de ces réseaux dans la mesure où ces coûts correspondent à ceux d’un gestionnaire de réseau efficace.

Pour chaque opérateur, la CRE, en charge de la régulation, détermine un revenu autorisé couvrant les charges d’exploitation et les charges de capital supportées par l’opérateur, charges couvertes pour autant qu’elles correspondent à celles d’un opérateur efficace. La CRE souligne qu’il lui appartient « de juger de lefficacité de lopérateur pour déterminer si ces charges peuvent être couvertes par les tarifs dutilisation des infrastructures. ». La base d’actifs régulés (BAR) de chaque opérateur regroupe l’ensemble des actifs mis en service par les opérateurs pour l’exercice de leurs activités régulées. La CRE précise que « les BAR sont rémunérées à des taux dont le niveau est fixé normativement sur la base de paramètres macroéconomiques et financiers et en tenant compte du niveau de risque de sociétés ayant une rémunération comparable. Le niveau de rémunération des capitaux investis dépend directement du risque financier à court et long terme porté par le gestionnaire de réseau. Cette rémunération dépend ainsi du partage de risque entre le gestionnaire de réseau et lutilisateur du réseau : plus lopérateur est couvert de ses risques par la réglementation et le cadre de régulation tarifaire, moins sa rémunération doit être élevée et inversement. ».

Pour la CRE, depuis dix ans, le cadre tarifaire poursuit trois objectifs :

Inciter les gestionnaires dinfrastructures à maîtriser lévolution des coûts de réseaux pour limiter limpact des tarifs sur les consommateurs finals : l’évolution des charges nettes d’exploitation totales (hors charges d’énergie) s’est élevée à + 0,6 % en moyenne par an entre 2009 et 2017 pour Enedis et à 0,2 % pour RTE, soit moins que l’inflation (+0,9 % en moyenne par an). L’évolution moyenne par an dans le périmètre des seules charges de fonctionnement a été, elle, de respectivement 1,3 % et + 1,7 %. La CRE estime que sa régulation incitative a permis une bonne maîtrise des dépenses d’exploitation des opérateurs ;

Permettre aux gestionnaires dinfrastructure de financer les investissements dans les réseaux : les investissements des opérateurs ont été en forte hausse dans un contexte de renouvellement des réseaux (enfouissement, contraintes réglementaires) et de leur développement pour les adapter aux besoins de la transition énergétique. Les bases d’actifs régulés d’Enedis et de RTE ont respectivement progressé de près de 34 % et 25 % entre 2008 et 2017 pour atteindre, hors entreprises locales de distribution (ELD), 65 milliards d’euros au 1er janvier 2018. La CRE souligne que dans le cadre tarifaire en vigueur, les opérateurs ne sont pas incités à réduire le volume de leurs investissements, les charges de capital étant ensuite couvertes sur la base du réalisé. Pour le régulateur, « le cadre de régulation doit garantir une rémunération raisonnable du capital investi qui permette à la fois de financer les actifs régulés, tout en donnant un juste signal à linvestissement. À ce titre, le niveau de rémunération de lopérateur doit, dune part, lui permettre de financer les charges dintérêts sur sa dette et, dautre part, lui apporter une rentabilité des fonds propres cohérente avec le niveau de risque associé à des actifs comparables. » (Consultation publique précitée, page 12) ;

Viser un haut niveau de qualité de service et dalimentation. La CRE relève que le niveau de qualité de service des gestionnaires des réseaux de distribution et de transport s’est amélioré. RTE précise que le temps de coupure équivalent (TCE) utilisé pour mesurer la qualité de l’électricité fournie s’est établi à 2 mn 59, hors évènements exceptionnels en 2018, dans la moyenne observée sur les dix dernières années, même s’il est supérieur au seuil de 2 mn 48 fixé par la régulation incitative. La fréquence des coupures, également prise en compte dans la régulation incitative, s’élève à 0,42 coupure/site, hors évènements exceptionnels, résultat inférieur au seuil de 0,46 fixé par la régulation incitative et à la moyenne des dix dernières années.

S’agissant de l’investissement dans les réseaux, les coûts de raccordement des énergies renouvelables électriques sont identifiés dans les schémas régionaux de raccordement au réseau des énergies renouvelables (S3REnR).

Pour les installations de plus de 5 MW, soit pour 94 % des capacités éoliennes, le raccordement du parc de production au réseau de transport et de distribution est pris en charge par le producteur et un tiers des capacités photovoltaïques ([11]). Les installations plus petites bénéficient d’un taux de réfaction de 40 % couvert par le tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE).

Lorsque le raccordement des installations d’énergies renouvelables électriques nécessite de créer de nouveaux ouvrages dédiés sur le réseau de distribution et de transport, les ouvrages sont identifiés dans les S3REnR. Les coûts sont pris en charge par les producteurs au prorata de la capacité installée pour les installations terrestres. La quote-part est évaluée et arrêtée à hauteur de chaque région.

Les travaux de renforcement des ouvrages du réseau, non dédiés aux seules énergies renouvelables électriques, sont financés au moyen du TURPE.

Les coûts des projets d’éolien posé en mer ne sont pas inclus dans les S3REnR. Le président du directoire de RTE a expliqué que « cest le TURPE qui financera les coûts de raccordement et de transport de léolien en mer, qui sélèvent à 300 millions deuros en moyenne pour un parc de 500 MW, auxquels il convient dajouter le coût dun poste en mer, de lordre de 100 millions deuros. ».

En France métropolitaine, 21 S3REnR ont été élaborés entre 2012 et 2016, dans le périmètre des anciennes régions administratives. Les investissements prévisionnels des gestionnaires de réseaux se répartissent ainsi qu’il apparaît dans le graphique suivant. Aux volumes d’investissements mentionnés, s’ajoutent ceux du S3REnR de la région des Hauts de France, tel qu’il a été révisé et signé par le préfet en mars 2019, soit 248,7 millions d’euros en investissements de création et 9,4 millions d’euros en investissements au titre des renforcements.

Source : État technique et financier de la mise en œuvre des S3REnR à la fin 2018.

À la fin de 2018, plus de la moitié de la capacité réservée de l’ensemble des S3REnR, hors le nouveau schéma des Hauts de France, était affectée aux projets contre 34 % en 2017. Lors de son audition par la commission d’enquête, le directeur technique d’Enedis a insisté sur le fait que les S3REnR ont une durée de vie assez courte, étant rapidement saturés, alors que pour construire une ligne de transport, les chantiers durent de cinq à dix ans. ([12])

Source : État technique et financier de la mise en œuvre des S3REnR à la fin 2018.

Lors de leurs auditions respectives par la commission d’enquête, les représentants du réseau de transport et du principal réseau de distribution ont précisé :

– que les coûts d’adaptation du réseau de RTE au nouveau bouquet énergétique s’élèveront à 2,1 milliards d’euros sur la période 2019-2022, dont 1,2 milliard pour l’éolien en mer, les producteurs remboursant 300 millions d’euros ;

– qu’en 2018, Enedis a investi environ 280 millions d’euros pour raccorder l’ensemble des énergies renouvelables et que pour respecter la programmation pluriannuelle de l’énergie à l’horizon 2028, l’entreprise pense doubler sa capacité d’investissement pour relier progressivement les parcs, le rythme annuel de raccordement de 2 GW par an devant être porté à 5 GW ([13]).

Les caractéristiques essentielles des réseaux électriques en France sont résumées dans le tableau suivant :

 

Domaines de tension

HTB3

HTB2

HTB1

HTA

BT

Gestionnaires

RTE

ENEDIS (95 %), Entreprises Locales de Distribution (5 %)

Plage de tension

350 kV – 500 kV

130 kV –
350 kV

50 kV –
130 kV

1 kV – 50 kV

50 V – 1000 V

Longueur de réseau, hors ELD

22 000 km

28 230 km

55 600 km

640 000 km

721 000 km

Nombre de postes de transformation

N/A

108

(HTB3/HTB2)

485

(HTB3/HTB1 et

HTB2/HTB1)

3348

(HTB2/HTA et

HTB1/HTA)

787 500

(HTA/BT)

Puissance de transformation amont, hors ELD

N/A

130 GW

(HTB3/HTB2)

118 GW

(HTB3/HTB1 et

HTB2/HTB1)

331 GW

(HTB2/HTA et HTB1/HTA)

177 GW

(HTA/BT)

Puissance maximale synchrone

76,8 GW

82,5 GW

72,6 GW

80,1 GW

63,6 GW

Coûts, hors ELD

1 100 M€/an

1 500 M€/an

2 200 M€/an

3 900 M€/an

4 600 M€/an

Utilisateurs typiques

Producteurs centralisés

Consommateurs industriels

Transport ferroviaire

Postes-source de distribution

Producteurs dé-centralisés, essentiellement énergies renou-velables

Consommateurs REnRindustriels et tertiaires

Producteurs dé-centralisés, essentiellement photovoltaïques

Consommateurs tertiaires, professionnels et résidentiels

Nombre dutilisateurs, hors ELD

50

520

3200

89 600

36,4 millions

Somme des puissances souscrites par les utilisateurs, hors ELD

N/A

25,1 GW

64,1 GW

34,9 GW

319,1 GW

Source : RTE, Enedis. Dates : 2015 à 2018 selon disponibilité.

Source CRE, consultation publique du 23 mai 2019 relative à la structure des prochains tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité ‘TURPE 6 », page 9.

La transition énergétique implique des évolutions importantes du parc de production et conduit à poursuivre les réflexions concernant la tarification de l’injection. Comme le relevait Michel Derdevet en 2015, dans son rapport sur les réseaux en Europe, « en raison de leur intermittence, le photovoltaïque et léolien ne se trouvent pas nécessairement en corrélation avec les consommations électriques locales. Cest la traditionnelle comparaison entre le pic de production photovoltaïque qui se situe vers 14 heures et le pic de consommation moyen aux alentours de 19 heures. Cela demande de pouvoir remonter les surplus de puissance produits localement vers le réseau de transport, qui lachemine ensuite vers les autres zones de consommation. Avec le raccordement de centrales photovoltaïques, le facteur déterminant le dimensionnement nest plus le pic de consommation hivernal, mais le pic de production photovoltaïque estival pour des flux de puissance bien supérieurs. Et il ne sagit plus dacheminer le courant vers les consommateurs locaux, mais de le refouler vers les niveaux de tension supérieure pour les répartir sur lensemble des territoires. » (L’énergie, l’Europe en réseaux, 2015, page 34).

Pour la Commission de régulation de l’énergie, si les gestionnaires de réseau soulignent qu’une part croissante de leurs dépenses d’investissement est liée à l’accueil des nouveaux flux, notamment en cas de refoulement des réseaux de distribution au réseau de transport, lorsque la production décentralisée dépasse le niveau de consommation locale, l’enjeu majeur concernant la tarification de l’injection porte davantage sur la nature des signaux à envoyer aux acteurs injectant de l’énergie sur les réseaux que sur le partage des coûts de réseaux entre producteurs et consommateurs. Une tarification efficace de l’injection devrait avant tout viser à orienter les décisions d’investissement et d’exploitation des producteurs, mais aussi des stockeurs.

La CRE fait ainsi le constat suivant lequel : « les flux de soutirage sont les principaux déterminants traditionnels du dimensionnement des réseaux. Or le développement de la production décentralisée mais aussi potentiellement du stockage, modifie les besoins de développement et de renforcement des réseaux :

Des injections décentralisées peuvent entraîner des besoins de renforcement si elles ont lieu dans des zones ou à des moments de faible consommation, où elles ne peuvent être que très partiellement consommées localement et où le dimensionnement du réseau nest pas adapté à de telles injections ;

À linverse, des injections décentralisées peuvent permettre déviter un investissement de renforcement pour répondre à un besoin de soutirage local si elles ont lieu dans une poche proche de la saturation et aux moments de plus forte consommation, permettant ainsi de diminuer la pointe locale.

Une tarification de linjection reflétant les coûts dinfrastructure que celle-ci induit, mais aussi ceux quelle peut permettre déviter si elle est bien localisée dans le temps et dans lespace, permettrait denvoyer un signal aux producteurs, à court et à long termes, afin que ceux-ci prennent en compte les contraintes de réseau lors de leurs décisions dinvestissement puis dexploitation (…) Une telle tarification contribuerait à une optimisation conjointe des réseaux et du parc de production, aujourdhui opérés par des acteurs multiples. Ce signal tarifaire serait complémentaire à ceux apportés par les S3REnR lors du raccordement à léchelle régionale et par les futurs marchés de flexibilité locale envisagés par les gestionnaires de réseaux.

De surcroît, un meilleur reflet de la valeur créée par une synchronisation locale entre production et consommation, permettrait dencourager le développement du stockage et de lautoconsommation dans la mesure où ils contribuent à minimiser les coûts du réseau ; de même que pour les producteurs une telle tarification appliquée aux installations de stockage les pousserait à intégrer les coûts induits ou évités pour le réseau à leur choix demplacement et de cycles de soutirage/injection en exploitation. » (CRE, consultation publique relative à la structure des prochains tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité « TURPE 6 », 23 mai 2019).

Il ne faut donc pas négliger le coût des nécessaires adaptations du réseau à l’arrivée de production EnR décentralisées. Celui-ci doit être posé ainsi que la question de la répartition de la charge financière. Ceux qui sont réticents à l’arrivée de productions EnR considèrent que le coût complet devrait être supporté par les producteurs et leurs clients et qu’il ne devrait en aucun cas reposer sur le collectif. D’autres considèrent que rien ne justifie un traitement différencié par rapport aux autres énergies et que l’effort des producteurs devrait être le même ni plus ni moins que celui demandé à une autre énergie. La question de l’autoconsommation possible dans le cas des EnR vient interroger de manière plus explicite encore la question de l’individualisme et celle de la solidarité. Si certains veulent et peuvent se permettre de produire l’équivalent de ce qu’ils consomment et atteignent ainsi une forme d’autonomie énergétique, devront-ils payer pour le réseau collectif ? À l’échelle d’un ménage, c’est une chose mais qu’en serait-il dans le cas où une région poursuivrait le même objectif ? Verrions-nous réapparaître des régions aux tarifs différenciés ? Par exemple, un territoire de montagne bien doté en hydroélectricité pourrait-il vouloir faire bénéficier sa population du prix exceptionnellement bas de l’énergie qu’il produit, certes conféré par une géographie favorable quand d’autres géographies le sont peut-être moins ? Les solidarités entre territoires seront-elles remises en question sous la pression d’une énergie indispensable mais toujours trop chère ? Ces questions qui ne se posaient pas avec des productions centralisées irriguant sans différenciation tous les territoires, se poseront-elles de nouveau, comme elles se sont posées à d’autres époques, avant que le réseau de transport ne soit déployé, où l’énergie produite localement restait locale ? Cette réponse vraisemblablement sera de nouveau politique plus que technique.

Dans l’intervalle, il semble pertinent de considérer, comme le suggère le président de la CRE, que la transparence du coût de l’adaptation du réseau et les choix de tarification peuvent être un levier propre à favoriser une optimisation des dépenses par une rationalisation des implantations, des changements d’usages à l’échelle locale, voire des innovations technologiques.

C.   Foisonnement, prédictibilité et complémentarité viennent réduire la variabilité

L’éolien est caractérisé, tout comme l’énergie photovoltaïque, par une intermittence qu’il est difficile mais pas impossible de pallier. Dans le cas de l’éolien, l’argument tient au fait que si le vent peut manquer pour produire de l’électricité dans une ferme éolienne, en moyenne le vent sera suffisant pour permettre une production d’électricité substantielle à partir de centrales éoliennes de grandes tailles suffisamment dispersées. (Il faut garder à l’esprit le facteur de charge de 6 000 heures pour une centrale nucléaire, soit 75 %, de 24,3 % pour le parc éolien en France, soit 2 000 heures, et de 15 % pour le solaire photovoltaïque, soit 1 200 heures).

L’argument est défendu par RTE, à partir des régimes de vent, argument suivant lequel : « le développement de lénergie éolienne dans les régions est dû entre autres à un contexte climatique favorable, garantissant des vitesses de vent, et donc un facteur de charge moyen plus élevé. Sur la totalité du territoire de la France continentale, quatre zones de vent homogènes peuvent être identifiées. Cela signifie, dune part, quà lintérieur de chaque zone délimitée, les périodes venteuses ont tendance à être synchrones et dintensité similaire, et, dautre part, quun écart significatif existe entre les comportements des différentes zones. Cette diversité au sein du territoire permet ainsi davoir des centrales éoliennes en fonctionnement quasiment à tout moment. ». (RTE, Bilan électrique pour 2018).

Lors de son audition par la commission d’enquête, M. François Brottes a renforcé cette approche par la considération des potentialités techniques d’amélioration du facteur de charge : « On compte sept fois plus déoliennes quil y a dix ans -15,1 GW fin 2018 – et mille fois plus de panneaux photovoltaïques. Les progrès technologiques, notamment dans léolien, sont nombreux : le facteur de charge, autrement dit, pour parler clair, la productivité, est de 25 % pour les nouvelles installations terrestres – et sur certains territoires, comme lOccitanie où les vents sont réguliers, il atteint 35 % - alors quil était autrefois estimé entre 18 et 20 %. Il peut être de 45 % pour léolien en mer, comme le montre lexpérience dans les autres pays. »