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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 d’enquête 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 l’acceptation résignée d’inconvénients 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 d’électricité 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 s’agit 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 s’y tromper : grâce au mix énergétique décarboné, composé principalement de nucléaire et d’hydroélectrique, nous bénéficions déjà de faibles émissions de CO2 et d’un prix de l’électricité maîtrisé. Nous émettons six fois moins de CO2 que nos voisins allemands et le prix de l’électricité pour un consommateur résidentiel moyen est de l’ordre 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 n’a aucun sens et procède d’une forme de populisme idéologique. » ([3])

Si l’on veut être précis, l’argument de la décarbonation mériterait d’ailleurs d’être relativisé, lorsque l’on 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 l’énergie qui a été nécessaire à sa fabrication, son impact carbone étant en moyenne de 55 grammes d’équivalent 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 n’en demeurent pas moins une source globale d’émissions 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 d’équivalent 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 qu’une 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 d’une politique de soutien à l’énergie 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 l’impact environnemental possiblement plus négatif qu’anticipé.

Ce premier constat pose deux problèmes :

– Le premier est que ce choix énergétique représente une dépense de plusieurs dizaines de milliards d’euros, 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 l’acceptabilité 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 d’euros, pour une filière appelée à représenter 15 % au maximum de la production électrique en 2028 :

▪ 9 milliards d’euros dépensés par le budget de l’État depuis le début des années 2000, au titre du soutien direct sous la forme des charges de service public de l’énergie ;

▪ 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 d’euros (15 pour le photovoltaïque, 9 pour l’éolien), prélevés sur la facture d’électricité, qui ont cruellement manqué à l’investissement dans l’avenir 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 d’euros (25 milliards pour le photovoltaïque, 45 milliards d’euros pour l’éolien), 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 l’éolien et le photovoltaïque sont des filières sorties plus tôt que d’autres dans le débat écologique, elles bénéficient structurellement d’un 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 d’un 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, l’argument 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 d’énergie 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 m’importe, c’est 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 l’électricité. 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 d’investissement 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 l’ajout de moyens de production non pilotables qui bénéficient d’une garantie de priorité d’achat 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 d’électricité 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 qu’il y ait eu d’atténuation de l’impact 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 d’électricité. 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 d’enquête ont mis en évidence l’impact des prélèvements sur les factures d’électricité et de carburant : près de 57 milliards d’euros, 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 d’espace, 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 d’incompréhension 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 d’actionnariat citoyen). Deuxièmement, parce qu’en raison même de leur éparpillement, les difficultés tenant au rejet du gigantisme et aux conflits d’usage 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 s’est 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 l’image des portiques de l’écotaxe.

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 d’envergure. Si la miniaturisation a été caractéristique de la montée en puissance de l’électronique et de ses applications informatiques, le gigantisme semble l’être de celle de l’industrie 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 l’insuffisant 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 s’en 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 l’appréciation du paysage perd de sa pertinence devant l’effet objectif d’un 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 n’est pas l’expérience dont il a été rendu compte, à plusieurs reprises, devant la commission d’enquête. 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 l’impression désagréable de pratiques qui trahissent une vision plus proche du Far West que d’un conservatoire des écosystèmes.

* *

Les énergies renouvelables ont une identité écologique manifeste : si on est soucieux d’environnement, 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 d’une centaine de millions d’euros de réserves non distribuées, témoignant ainsi du fait que conviction et profitabilité ne sont pas exclusives l’une de l’autre.

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 d’acceptabilité 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, l’éolien est clairement apparu, aux yeux d’une très large partie des membres de la commission, comme « le mal-aimé » de la transition énergétique. Il est urgent d’abaisser les tensions en décrétant un moratoire dans les territoires impactés où les projets d’implantation sont disputés et en revoyant les règles d’éloignement 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 l’intermittence 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.

L’argument 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.

L’argument 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. L’argument du foisonnement s’appuie donc sur des statistiques météorologiques, confirmées jusqu’au jour où elles cesseront de l’être 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.

L’argumentation 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 l’échelle 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 l’argument 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 d’enquête, M. Jean-Marc Jancovici a d’ailleurs douté de la crédibilité des scénarios remplaçant la totalité de la production d’électricité d’origine 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, d’investir dans une puissance trois fois supérieure dans le cas de l’éolien, qu’il faudra renouveler deux à trois fois compte tenu de la moindre durée de vie de l’investissement. 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 d’investissement cinq fois supérieur au montant requis par le système électrique nucléaire, dans l’hypothèse 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 l’heure où ce rapport est rédigé, ce mix n’est pas viable.

Il faut bien se rendre compte qu’il ne s’agit pas seulement d’une discussion académique, mais bien d’une 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, l’Europe connaîtra une mégapanne électrique qui ne pourra qu’être dévastatrice en matière économique mais aussi en termes d’ordre 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 d’efficacité 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 aujourd’hui positionnés sur l’éolien 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, l’État doit « remettre de l’ordre » 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 d’articuler une mission de programmation, confiée à un commissariat à la transition énergétique, pour la planification des infrastructures de production d’énergie, 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.

* *

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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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 s’accumulent dans l’atmosphère. Il faut plus de dix mille ans pour épurer un surplus de CO2 envoyé dans l’atmosphère ! 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 d’hiver se caractérisent par :

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

▪ un rebond en fin d’après-midi, lorsque se conjuguent activité de fin de journée dans les bureaux, reprise de la consommation résidentielle et pic d’activité 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 l’absence de chauffage, et la pointe de 19 heures disparaît car l’éclairage 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 d’électricité va donc évoluer dans les quinze ans à venir en raison du changement climatique. La transformation du parc de production d’électricité interviendra elle aussi sous l’effet 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 n’être pas assez flexible, et le nucléaire reproche aux EnR de n’être pas assez stables dans leur production. La demande d’énergie 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 d’une 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 s’ajouter (ou plutôt se retrancher) la variabilité de la production liée à l’ensoleillement et au vent. Cet empilement de variables est-il soutenable pour l’équilibre 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 d’électricité d’origine renouvelable ont démontré leur compétitivité et constitueront une part significative du mix électrique de long terme, au moins jusqu’au niveau où un besoin de stockage massif d’électricité 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 d’une 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 l’accord 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 d’éviter 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 d’énergie ;

▪ une augmentation des coûts pour permettre notamment l’insertion des EnR sur les réseaux et le déploiement des infrastructures de recharge pour véhicules électriques. (…) Le développement des EnR et de l’autoconsommation fait évoluer le système électrique d’une 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 n’est pas en mesure d’accueillir ce volume d’injection. » ([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.

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 l’efficacité de l’opérateur pour déterminer si ces charges peuvent être couvertes par les tarifs d’utilisation 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 l’utilisateur du réseau : plus l’opérateur 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 d’infrastructures à maîtriser l’évolution des coûts de réseaux pour limiter l’impact 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 d’infrastructure 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 l’investissement. À ce titre, le niveau de rémunération de l’opérateur doit, d’une part, lui permettre de financer les charges d’intérêts sur sa dette et, d’autre 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 d’alimentation. 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 « c’est le TURPE qui financera les coûts de raccordement et de transport de l’éolien en mer, qui s’élèvent à 300 millions d’euros en moyenne pour un parc de 500 MW, auxquels il convient d’ajouter le coût d’un poste en mer, de l’ordre de 100 millions d’euros. ».

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 d’utilisateurs, 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 l’éolien ne se trouvent pas nécessairement en corrélation avec les consommations électriques locales. C’est 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 l’achemine ensuite vers les autres zones de consommation. Avec le raccordement de centrales photovoltaïques, le facteur déterminant le dimensionnement n’est plus le pic de consommation hivernal, mais le pic de production photovoltaïque estival pour des flux de puissance bien supérieurs. Et il ne s’agit plus d’acheminer le courant vers les consommateurs locaux, mais de le refouler vers les niveaux de tension supérieure pour les répartir sur l’ensemble 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 n’est pas adapté à de telles injections ;

▪ À l’inverse, des injections décentralisées peuvent permettre d’éviter 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 l’injection reflétant les coûts d’infrastructure que celle-ci induit, mais aussi ceux qu’elle peut permettre d’éviter si elle est bien localisée dans le temps et dans l’espace, permettrait d’envoyer 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 d’investissement puis d’exploitation (…) Une telle tarification contribuerait à une optimisation conjointe des réseaux et du parc de production, aujourd’hui opérés par des acteurs multiples. Ce signal tarifaire serait complémentaire à ceux apportés par les S3REnR lors du raccordement à l’échelle 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 d’encourager le développement du stockage et de l’autoconsommation 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 d’emplacement 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 l’énergie 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, d’une part, qu’à l’intérieur de chaque zone délimitée, les périodes venteuses ont tendance à être synchrones et d’intensité similaire, et, d’autre part, qu’un écart significatif existe entre les comportements des différentes zones. Cette diversité au sein du territoire permet ainsi d’avoir 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 d’éoliennes qu’il y a dix ans -15,1 GW fin 2018 – et mille fois plus de panneaux photovoltaïques. Les progrès technologiques, notamment dans l’éolien, 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 l’Occitanie où les vents sont réguliers, il atteint 35 % - alors qu’il était autrefois estimé entre 18 et 20 %. Il peut être de 45 % pour l’éolien en mer, comme le montre l’expérience dans les autres pays. »

Source : RTE Bilan électrique 2018, page 70.

Les régions Grand Est et Hauts de France représentent plus de la moitié des capacités installées.

La prise en compte du foisonnement couplé à une interconnexion énergétique européenne conduit à soutenir la probabilité de pouvoir combler les pics de consommation énergétique que ne saurait couvrir l’éolien envisagé du point de vue du total régional ou national de production. Mais une partie de la communauté scientifique affirme que le foisonnement n’est pas opératoire même à l’échelle européenne. En effet, pour M. Jean-Marc Jancovici, lorsqu’il n’y pas de vent en France, il n’y en a pas non plus en assez grande quantité dans les pays limitrophes pour combler le déficit énergétique national dû à l’intermittence ([14]). Le graphique suivant illustre le parallélisme des périodes de production éolienne entre la France et l’Espagne.

La production d’énergie éolienne, si elle n’est pas pilotable, est de plus en plus prédictible.

« Les prévisions météorologiques permettent d’anticiper de façon relativement fiable à l’horizon de quelques jours, voire plus, le niveau de production éolien ou photovoltaïque, ce qui permet des ajustements en amont. Toutefois, la marge d’erreur sur les prévisions de production éolienne du jour au lendemain est d’environ 3 % et 5 % pour le solaire à l’échelle de l’ensemble du système électrique français ; au niveau local (site de production), l’erreur de prévision s’accroît d’un facteur 3 à 4. Il subsiste donc un besoin de recourir à des moyens de flexibilité plus réactifs. » (CRE, comité de prospective, La flexibilité et le stockage sur les réseaux d’énergie d’ici les années 2030, juillet 2018).

La logique du raisonnement mettant en avant l’effet de foisonnement tient au fait que l’implantation d’éoliennes sur un espace géographiquement très étendu permettra, par un effet de moyenne, d’obtenir une production beaucoup moins irrégulière que celle de chacun des parcs composant ce système.

Les limites du raisonnement tiennent à la nécessité de régimes des vents totalement décorrélés entre les différents sites. Ceci n’est pas le cas à l’échelle de l’Europe occidentale. Aucune preuve contraire n’a été apportée à la commission d’enquête.

Il demeure donc que le caractère aléatoire de la force des vents ne peut être contrebalancé par un simple effet de foisonnement et que ce caractère aléatoire marquera donc encore un système éolien élargi aux dimensions de l’Europe. Aucun gestionnaire de réseau ne renoncerait en conséquence à garder à disposition des moyens pour neutraliser les effets de ce caractère aléatoire. Ces moyens sont actuellement les centrales de production d’électricité « conventionnelles ». Les termes de la question pourraient être renouvelés par les progrès en matière de stockage.

Par ailleurs, lors de leur audition par la commission d’enquête, les représentants de l’entreprise Boralex, ont mis en avant le fait qu’ils travaillent à réduire l’intermittence de la production par l’organisation d’une complémentarité avec le solaire et le stockage : « nous travaillons sur cette dimension variable en cherchant à mettre nos sites de production éoliens et solaires en complément les uns des autres, grâce à une capacité de stocker de l’énergie. L’avenir, c’est d’arriver à offrir un service qui correspondra exactement à la consommation de nos clients, sans nous contenter de revendre de l’énergie. Nous sortons d’un système où notre obsession est de vendre des électrons, c’est-à-dire de l’électricité qu’on est en train de produire, pour aller vers un système où l’on va vendre une solution énergétique capable de suivre le pic de consommation des clients. Par exemple, si un client de la grande distribution veut refroidir davantage ses produits en été, on va essayer de trouver le moyen de subvenir à ses besoins, grâce à plus de solaire peut-être. Nous pourrons ainsi suivre exactement sa ligne de consommation. Quant au stockage, il nous permet de compléter cette approche, en garantissant des capacités de réserve en cas de besoin. Nous voyons donc vraiment un bénéfice technologique et commercial à nous orienter vers le stockage. » ([15])

D. Bilan et perspectives pour le stockage de l’électricité

Comme il a été souligné précédemment, les besoins en flexibilité devraient sensiblement progresser à terme avec le développement des énergies renouvelables variables. Le stockage pourra alors permettre d’éviter des investissements d’infrastructure coûteux, qu’il s’agisse de capacités de production de pointe ou du renforcement des réseaux pour faire face aux risques de congestion, en particulier sur les réseaux de distribution.

Du point de vue des réseaux, le stockage d’électricité par batteries peut contribuer à répondre à trois préoccupations :

▪ faciliter l’intégration des énergies renouvelables. Par exemple, associé à un moyen de production, il permet de lisser la production photovoltaïque intermittente. Il pourrait même offrir une possibilité de réserve en période de pointe de consommation ;

▪ conforter le système électrique s’agissant des réseaux de transport et de distribution. Pour la tenue de fréquence ou de tension ou pour limiter les congestions sur une partie du réseau, le recours aux batteries permettrait de limiter les investissements sur les lignes physiques. Le comité de prospective de la CRE constate que le marché des batteries installées dans les sous-stations est en plein développement ;

▪ pour les micro-réseaux, dans le cas de dispositifs de stockage adaptés pour des établissements gros consommateurs, et pour les batteries en aval du compteur, pour des utilisateurs résidentiels (autoconsommation) ou non.

Le comité de prospective de la CRE souligne que les analystes prévoient une forte croissance du segment de batteries sur les réseaux ainsi que pour les batteries « derrière le compteur ».

S’agissant des réseaux de transport et de distribution, le même comité de prospective distingue deux façons d’envisager le stockage.

Dans la première, le stockage traite de façon symétrique les besoins en injections et en soutirage. L’électricité étant produite en recourant à des moyens de production par ordre croissant de coût marginal, le stockage permettra, en période de faible demande, de soustraire au système une énergie produite avec des moyens à faible coût marginal, pour la lui restituer en période de forte demande, en évitant le recours aux moyens de production à coût marginal élevé, sous réserve que le coût du stockage lui-même ne soit pas trop élevé.

Dans la seconde, la gestion des besoins en injection est découplée de celle des besoins en soutirage. Il est traditionnellement répondu aux premiers par une production supplémentaire ou par des effacements. La part croissante des énergies renouvelables non pilotables dans le bouquet électrique entraîne une gestion relativement nouvelle de surplus. Une piste envisagée consisterait à convertir l’énergie excédentaire injectée sous forme électrique en énergie sous forme gazeuse, par électrolyse de l’eau, pour produire de l’hydrogène.

La technologie lithium-ion représente depuis 2015 près de 80 % des batteries installées annuellement sur les réseaux. Lors de son audition par la commission d’enquête, la directrice du Liten a souligné la rupture technologique liée au passage du lithium-ion au lithium tout solide, nouvelle technologie bien travaillée en Europe, notamment dans les laboratoires du CEA-Liten et a insisté sur la nécessité, en Europe, de ne pas se contenter d’intégrer cette technologie dans les systèmes, mais d’investir dans les outils de production. ([16])

L’enjeu en termes de chaîne de valeur est récapitulé ci-après.

Il convient de distinguer au long de la chaîne de valeur :

▪ l’extraction et le raffinage des matériaux de base (essentiellement des métaux, dont du lithium) par des entreprises du secteur primaire ;

▪ leur transformation en matières actives pour les électrodes par des chimistes spécialisés ;

▪ la fabrication des cellules (briques de base qui transforment l’énergie chimique en énergie électrique) ;

L’intégration de ces cellules en « pack » pour l’automobile, ou en « rack » pour un système stationnaire. C’est l’assemblage de ces packs ou de ces racks qui constitue la batterie proprement dite. Un conteneur contient plusieurs batteries. Dans la mesure où ce dernier produit du courant continu, il convient de lui ajouter un convertisseur DC/AC, et le plus souvent un transformateur, avant de la transporter, l’installer et le connecter au réseau.

Le prix du pack ou du rack en 2016 est d’environ 260 dollars/kWh stockable (soit 260 000 dollars/MWh stockable). Le prix d’un conteneur producteur de courant continu est d’environ 350 dollars par kWh stockable. Le prix global du système stationnaire est d’environ 600 dollars/kWh stockable.

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

Lors de son audition par la commission d’enquête, le président du directoire de RTE a fait état du projet RINGO de raccordement au réseau de batteries lithium-ion pour participer au réglage de la fréquence, avec des capacités de stockage de plusieurs dizaines de minutes. « RTE a obtenu l’autorisation du régulateur, qui est pragmatique, pour installer des batteries en trois points du territoire continental pour stocker du trop-plein d’énergie qui arrive au réseau à un moment où l’on n’en a pas besoin dans une région, tout en déstockant ailleurs le même volume dans le même temps. (…) Cela ne change rien à la demande de production au niveau global : c’est seulement une façon de ne pas avoir à réaliser des infrastructures. » ([17])

Quant à l’activité de stockage, son modèle d’affaire consiste à stocker l’énergie quand le prix est relativement faible pour la déstocker quand son prix est relativement élevé. « Aujourd’hui les prix de marché valorisent fortement aussi bien la réactivité à très court terme d’un moyen de stockage ou de production (capacité à démarrer très près du temps réel en quelques minutes) que sa flexibilité (capacité à varier d’un quart d’heure à l’autre). Les marchés à très court terme (dits intra-day) offrent aux opérateurs de stockage des perspectives de rémunération actuellement significativement plus élevées que les marchés sur lesquels les transactions se font de la veille pour le lendemain (dits « day-ahead ») (Étude précitée du comité de prospective de la CRE, page 35).

Le stockage peut être valorisé pour sa contribution au réglage de la fréquence, de la tension et à l’inertie du système électrique, par la participation au mécanisme d’ajustement ainsi qu’à la gestion des congestions. Des batteries peuvent être déployées à des endroits précis du réseau, là où les lignes sont congestionnées et absorbent une forte proportion d’électricité issue de sources non pilotables. À plus court terme, des opportunités existent sur les services système, en particulier le réglage de fréquence. La compensation de la perte d’énergie cinétique du système liée au développement des énergies renouvelables variables, problématique à laquelle les batteries les plus réactives sont en mesure de répondre, pourrait également faire l’objet d’une valorisation.

Services pouvant être rendu par le stockage

Source : CRE Document de réflexion et de proposition, le stockage de l’électricité en France, septembre 2019

La France dispose actuellement d’environ 5 GW de puissance de stockage, ce qui équivaut à cinq centrales nucléaires. Les besoins de stockage du mix électrique actuel sont couverts par cette puissance. L’objectif de 40 % d’EnR en 2030 nécessite, selon l’ADEME, 2 GW infra-journalier et 7 GW de stockage hebdomadaire de puissance supplémentaire.

Selon la CRE, en France métropolitaine, le stockage de l’électricité par batterie porte sur 7 MW répartis sur deux projets raccordés et 100 MW en file d’attente. La compétitivité des dispositifs de stockage de l’électricité par batteries en fait une technologie prometteuse : les installations de stockage sont pilotables et flexibles, elles ne devraient pas être sources de contraintes pour le système électrique, mais pourront contribuer à apporter des solutions en termes de flexibilité. Le stockage peut ainsi participer à la gestion des congestions sur les réseaux. La CRE a demandé à RTE de publier l’état des congestions sur le réseau de transport, en publiant une carte identifiant les zones géographiques les plus pertinentes pour l’agrégation des flexibilités. Pour le réseau de distribution, la CRE a demandé à Enedis de publier ses contraintes sur la plage de tension HTA (moyenne tension, niveau de tension auquel sont raccordés les consommateurs qui ont besoin d’une puissance supérieure à 250 kW) et les besoins de flexibilités qui en résultent.

Les scénarios d’évolution du mix énergétique dans les transports comportent des projections sur la place du véhicule électrique ou hybride rechargeable. Pour Enedis, les hypothèses quant au parc de tels véhicules vont de 3,6 millions à 9 millions de véhicules. En outre, l’électrification du parc interviendra de manière progressive, en commençant par les flottes d’entreprises. Il convient en effet de tenir compte du fait que ces véhicules sont en moyenne plus chers de près de 10 000 euros par rapport à un véhicule à carburant traditionnel.

Néanmoins, les analystes estiment que la hausse de la production des batteries qui en résultera conduira à une baisse des prix. Il a pu être fait état d’une division par trois du coût des cellules et des packs lithium-ion d’ici 2030. D’ores et déjà, le développement de la mobilité électrique a fortement augmenté la demande pour les batteries lithium-ion, dont le coût a fortement baissé, passant de 1 000 euros au kWh en 2010 à 200-250 euros actuellement.

Selon les hypothèses de la plateforme de la filière automobile, le coût pourrait atteindre moins de 100 euros à la fin des années 2020.

L’impact de la voiture électrique individuelle sur le réseau est envisagé du point de vue du pic de consommation et de la gestion des appels de puissance. Le comité de prospective de la CRE constate qu’ « à terme, le véhicule électrique devient « le premier appareil électroménager du foyer », jouant un rôle important dans la structuration de la demande. (…) un pic de demande pourrait être observé en fin de journée, d’une ampleur supérieure à celle constatée aujourd’hui. » ([18]) Il y est fait état d’un scénario d’Enedis selon lequel, pour un parc de 9 millions de véhicules, le besoin de puissance au pic augmenterait de 10,2 GW, si tout le monde se connectait le soir au même moment. En décalant la recharge de trois heures après le passage aux heures creuses, le besoin de puissance reviendrait à 1,6 GW. Un signal tarifaire distinguant entre heures pleines et heures creuses permettrait donc de décaler la demande d’électricité pour la recharge des batteries des véhicules après la pointe du soir.

L’Évaluation environnementale stratégique du développement de la mobilité propre met en avant le fait que la mobilité électrique peut contribuer à améliorer la flexibilité du réseau électrique et recommande de lancer des initiatives d’intégration au réseau, telles qu’un projet pilote de vehicle to grid. S’agissant de l’approvisionnement et du recyclage de certains métaux rares intervenant dans la fabrication des batteries, l’Évaluation insiste sur les nécessités de recyclage spécifique, particulièrement pour certains types d’accumulateurs au lithium et en appelle à l’émergence de nouvelles filières de recyclage pour la valorisation des matières en cause.

En outre, les batteries de seconde vie devraient jouer un rôle extrêmement important dans les installations d’autoproduction, le stockage diffus, au moyen de batteries domestiques, pouvant accompagner le développement de l’autoconsommation.

Lors de son audition par la commission d’enquête, M. Jean-Yves Grandidier, président du groupe Valorem, a estimé qu’en matière de stockage, la meilleure solution, pour la production de froid et de chaleur, consiste à effectuer un stockage dans l’usage. « C’est le principe du ballon d’eau chaude électrique. Il a été conçu, à l’époque, pour écouler les surplus de production nucléaire la nuit. Stocker de l’électricité sous forme d’usage – en l’occurrence sous forme d’eau chaude – ne coûte que 30 euros le MWh, quand le stockage d’électricité dans une batterie coûte 200 euros le MWh. Ce prix chutera certes à mesure que progresseront les batteries, mais le différentiel avec le stockage dans l’usage restera prégnant. Ce dernier permet en outre de s’affranchir de l’enjeu environnemental du recyclage des batteries. (…) L’enjeu fondamental est de permettre à nos concitoyens, en même temps qu’ils isolent leur logement, de s’équiper de moyens de stockage dans les usages – de chauffe-eau thermodynamiques, par exemple. » ([19])

Actuellement, les stations de transfert d’énergie par pompage sont la forme dominante de stockage du réseau : l’électricité produite est utilisée pour pomper l’eau dans un réservoir en contrebas et la faire monter dans un autre réservoir plus haut. L’eau peut être ensuite, à la demande, versée dans le réservoir en contrebas, en entraînant des turbines hydro-électriques, et donc produire de l’électricité. Cette formule représente aujourd’hui 97 % de la capacité de stockage électrique dans le monde. Ce stockage est particulièrement adapté pour le report électrique journalier à hebdomadaire pour un coût de 20 à 60 euros/MWh. La France dispose de 5 GW de stations STEP, stations construites entre 1970 et 1990 et assurant 6 à 7 TWh d’énergie stockée et restituée en volume annuel cumulé.

S’agissant de l’hydrogène, comme le rappelaient les représentants de l’IFP Énergies nouvelles, le développement des nouveaux besoins, pour les secteurs industriels et le transport liés aux objectifs de décarbonation ainsi que pour les services apportés au réseau électrique, nécessite l’utilisation d’un hydrogène non carboné. De ce point de vue, « la question de l’électricité est centrale. Il est difficile d’envisager de n’alimenter les électrolyseurs que par des énergies renouvelables variables dans les moments de surproduction, trop rares dans l’année. Avec des électrolyseurs d’une capacité de production de l’ordre du gigawatt dont le coût de fabrication est de 1 000 à 2 000 euros le kilowatt, les unités de production doivent être d’environ un milliard d’euros. On ne peut faire fonctionner une unité de production du milliard d’euros une part infime de l’année. Pour être rentabilisé, un investissement de cet ordre doit fonctionner au long de l’année plus de 5 000 à 6 000 heures par an, soit 50 % à 60 % du temps. Ces 50 % à 60 % du temps ne peuvent être alimentés uniquement dans les périodes de surcapacité des énergies renouvelables variables de notre mix d’aujourd’hui. Si, dans des décennies, la production d’électricité provient d’énergies renouvelables variables, ce sera différent, mais nous n’en sommes pas là. À l’horizon 2035, nous sommes encore sur 50 % de production nucléaire. » ([20])

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

La réduction des incertitudes réglementaires ou fiscales, de même que la stabilité des prix du marché de gros, sont déterminantes pour la sélection des projets d’investissements. Tel est le constat vers lequel ont convergé les auditions de la commission d’enquête.

A. Principes de financement de l’énergie

En effet, s’agissant d’un lourd investissement de longue durée, comme l’est un investissement de production d’énergie, la logique économique veut de retenir un financement par endettement. À titre d’exemple, lors de la précédente transition énergétique, EDF, bien qu’étant un établissement public, a financé la réalisation du parc électronucléaire français actuel en contractant un volume élevé d’emprunt. La dette a été par la suite progressivement remboursée par le consommateur d’électricité, au travers des tarifs. Un tel financement par endettement implique de devoir réduire tous les facteurs de risques susceptibles de venir perturber les logiques de retours sur investissements. Chaque incertitude s’accompagnera à défaut d’une marge de sécurité budgétaire et viendra donc renchérir, in fine, les prix.

Dès lors, la réduction des incertitudes affectant l’environnement réglementaire ou fiscal, de même que la neutralisation de la volatilité des prix du marché de gros, sont déterminants pour la sélection des projets d’investissements. Tel est le constat vers lequel ont convergé les auditions de la commission d’enquête.

Ainsi, Maître Anne Lapierre, avocate associée du Cabinet Norton Rose Fulbright, cabinet fortement spécialisé dans le secteur de l’énergie, a insisté sur deux paramètres du financement dans le secteur de l’énergie, eu égard au type d’actifs concernés :

▪ le recours aux subventions publiques : « la subvention est nécessaire, parce que dans le secteur de l’énergie, les prix sont extrêmement volatils et que la méthode actuellement retenue pour financer ce développement est celle du financement de projet sans recours. Elle n’est pas spécifique aux énergies renouvelables. Elle consiste à financer au moins 80 % de l’investissement initial par dette bancaire. Les 20 % restants sont financés sur fonds propres. Cette méthode de financement classique a pour objectif de préserver les ressources du bilan de l’acteur et, pour la banque, en auditant le projet, de s’assurer de son remboursement par les revenus exclusivement générés par le projet. » ([21]) ;

▪ la vision à long terme : « Dans le cas des énergies renouvelables, ces actifs sont de vingt ou trente ans pour le solaire ou l’éolien, probablement de cinquante ans pour l’hydraulique et de plus de soixante ans pour le nucléaire. On a donc besoin d’une visibilité très longue sur les coûts et les possibilités de les amortir. »

Dans ses diverses communications, en particulier sa communication sur les lignes directrices concernant les aides d’État à la protection de l’environnement et à l’énergie pour la période 2014-2020, la Commission européenne retient une même vision, avec une nuance toutefois quant à la pérennité des subventions, considération logique de la part d’une instance en charge de garantir l’absence d’atteintes excessives aux conditions de fonctionnement d’un marché libre, ou à tout le moins régulé.

S’agissant du recours aux subventions publiques, la Commission européenne considère en effet qu’au cours de la période comprise entre 2020 et 2030, les sources d’énergie renouvelables déjà implantées permettront d’alimenter le réseau à des prix compétitifs, ce qui implique que les subventions et les exemptions des responsabilités en matière d’équilibrage devraient être supprimées de manière dégressive. « Grâce à des instruments de marché tels que les procédures de vente aux enchères ou de mise en concurrence ouverte à tous les producteurs d’électricité à partir de sources d’énergie renouvelables et se faisant concurrence sur un pied d’égalité dans l’Espace économique européen, les subventions devraient normalement être réduites au minimum en vue de leur suppression totale. »

S’agissant de la visibilité à long terme, la Commission européenne insiste sur la nécessité d’éviter les démarches de remise en cause rétroactive des soutiens publics accordés : « l’intervention publique doit représenter vis-à-vis des investisseurs et des consommateurs un engagement stable, durable, transparent, prévisible et crédible. La nécessité de modifier les conditions réglementaires en réponse à une évolution sur le marché ne justifie pas l’application rétroactive de ces modifications à des investissements déjà réalisés, lorsque ces modifications sont devenues nécessaires, parce que les pouvoirs publics n’ont pas dûment prévu cette évolution ou n’ont pas su s’y adapter en temps utile. L’application de modifications rétroactives en pareilles circonstances entame sérieusement la confiance des investisseurs et devrait être évitée dans toute la mesure du possible. » ([22])

Il apparaît donc que l’un des rôles principaux que l’État peut et doit jouer en relation avec les prix de l’énergie est un rôle de sécurisation des investissements privés. En effet, les investisseurs compensent invariablement l’incertitude et le risque que celle-ci représente par un surcoût qui correspond à une marge de sécurité. Si l’on souhaite que ces marges soient réduites au maximum afin que le coût de l’énergie soit le plus proche possible du coût de production, alors il faut réduire le risque. Cette sécurisation peut se faire de deux manières :

▪ L’État peut sécuriser en amont les projets eux-mêmes, en réduisant pour les investisseurs les incertitudes liées aux délais d’autorisation ou de recours qui se traduisent naturellement par une incertitude, laquelle prend la forme d’un risque financier pour les investisseurs et donc de coûts intégrés au prix de vente de l’énergie ;

▪ L’État peut également sécuriser les projets en aval, en servant de garant via l’achat à un prix garanti ou via un complément garanti du prix de vente.

La combinaison de ces deux facteurs de sécurisation en amont et en aval des projets est de nature à faire baisser les prix.

Ainsi, lors des auditions de la commission d’enquête, les entreprises développeuses de projets EnR admettaient que l’accumulation du coût d’études de faisabilité réalisées pour les appels à projets parfois à perte, des recours citoyens liés à la non-concertation préalable des installations entre État et région avec les territoires, l’allongement des délais de mise en œuvre des projets avaient tous un impact sur le coût final et naturellement sur la compétitivité des prix de vente. Ainsi, en Allemagne, les pouvoirs publics s’efforcent de proposer un projet « prêt à démarrer » (y compris en faisant rembourser ce prix au développeur), ce qui permet de réduire les coûts. La sécurisation du prix de rachat de l’énergie produite a également un effet déflationniste.

Les EnR bénéficient à ce niveau d’avantages et d’inconvénients par rapport à d’autres énergies. L’intermittence de production propre à certaines EnR se traduit pour les investisseurs privés par une incertitude de prix de vente, incertitude que l’État doit continuer de compenser par des mécanismes de garantie des prix. Toutefois les différentes tailles des installations permettent de mobiliser des investisseurs privés de tailles variables, investisseurs qui peuvent être aussi modestes in fine que le consommateur lui-même dans le cadre d’un projet d’autoproduction. Par ailleurs, la sécurité des sites et des technologies, ainsi que l’intérêt incontestable des consommateurs pour des énergies renouvelables, constituent deux facteurs puissants de motivation pour les investisseurs. Par comparaison, aucun investisseur privé n’investirait plus sans garantie ferme de l’État dans le secteur nucléaire, garantie qu’un décideur politique a prouvé qu’il était bien en peine de donner. L’histoire et l’accident de Fukushima, ont montré que le pouvoir d’influence de l’opinion publique sur le politique, qui n’en est par définition que son porte-voix, était tel que le politique pouvait être contraint de changer radicalement de stratégie et de feuille de route. Ce risque-là, bien qu’il soit difficile à démontrer, n’est peut-être pas sans lien avec le prix plus élevé des nouvelles installations nucléaires.

La question que nous nous poserons est donc la suivante : à quel moment le facteur risque sera-t-il suffisamment bas pour les projets EnR, pour que les investisseurs puissent se passer entièrement du concours de l’État ? Et quelles actions l’État peut-il mettre en œuvre pour permettre aux entreprises d’atteindre plus vite ce stade économique-là ?

B. Transparence des taxes et préLèvements sur la facture d’électricité

Nul n’ignore que le prix payé par les Français pour accéder aux services énergétiques dont ils ont besoin quotidiennement est une savante équation entre les coûts de développement puis d’amortissement des installations, des modèles économiques des producteurs, distributeurs et fournisseurs, des investissements de maintenance pour garantir l’approvisionnement à l’avenir tant sur les installations elles-mêmes que sur les réseaux de transport nécessaires à l’acheminement de l’énergie dans tous les territoires. Tous ces facteurs viennent renchérir de manière indirecte le coût direct de production.

La question que les Français sont en droit de se poser dans un contexte de hausse continue du prix de l’énergie est de savoir si les coûts indirects induits par les consommations d’énergie sont inclus dans les consommations de manière identique pour les citoyens et pour les entreprises, les collectivités territoriales ou pour l’État… Ou s’ils allègent les dépenses publiques ou améliorent la compétitivité des entreprises par une contribution supérieure à la seule part qui leur incombe du fait de leurs propres consommations. Car le prix de l’énergie devient alors, de manière plus ou moins tacite, plus ou moins consentie, un outil fiscal au service du développement économique, de la solidarité, de la transition écologique. Trois axes par ailleurs financés par les finances publiques via l’impôt, et donc par les Français proportionnellement à leurs moyens.

Dans la mesure où le poids de la facture d’énergie devient de plus en plus lourd à supporter pour les ménages, dans la mesure où ce poids ne fera vraisemblablement qu’augmenter à l’avenir, dans la mesure où, ainsi financé par le prix de l’énergie, il n’est pas proportionné aux revenus de chacun, il n’est pas illégitime de la part des Français d’interroger la manière dont leurs factures d’énergie soutiennent ces trois axes et si leur contribution est efficace.

Le graphique suivant, issu des données de la CRE au titre de sa mission d’observatoire du marché de détail de l’électricité, dont les données sont issues de gestionnaires de réseaux couvrant plus de 98 % des sites français et de la consommation nationale d’électricité, présente la répartition des diverses catégories de consommateurs d’électricité :

▪ les grands sites non résidentiels, dont la puissance souscrite est supérieure à 250 kW (grands sites industriels, hôpitaux, hypermarchés, grands immeubles, etc.), qui représentent 41 % de la consommation d’électricité ;

▪ les sites moyens non résidentiels, dont la puissance souscrite est comprise entre 36 et 205 kW (locaux de PME, par exemple), qui représentent 14 % de la consommation d’électricité ;

▪ les petits sites non résidentiels, dont la puissance souscrite est inférieure à 36 kVA (installations des professions libérales, des artisans, etc.), qui représentent 10 % de la consommation d’électricité ;

▪ les sites résidentiels, dont la puissance souscrite est inférieure à 36 kVA, qui représentent 36 % de la consommation.

Lors de leur audition par la commission d’enquête, les représentants d’EDF ([23]) ont rappelé que la facture d’électricité toutes taxes comprises d’un ménage se compose de trois composantes :

▪ une composante, de l’ordre de 35 % de la facture totale, correspondant à la fourniture même d’électricité. De cette « part fourniture » relèvent l’approvisionnement en électricité et en garanties de capacité, les coûts commerciaux pour la commercialisation et la gestion du portefeuille de clients, qui incluent la charge au titre des certificats d’économie d’énergie. La marge du fournisseur complète cette composante ;

▪ une composante, de l’ordre de 30 % de la facture totale, correspondant à la rémunération pour l’utilisation des réseaux publics d’électricité. Cette « part acheminement » correspond au tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE), qui est fixé par la CRE. Cette part est identique pour tous les clients résidentiels ;

▪ une composante, de l’ordre de 35 % de la facture totale, correspondant aux taxes, de plusieurs types : taxes fixes ou proportionnelles à la consommation d’électricité ainsi que la taxe sur la valeur ajoutée.

Le graphique suivant représente la composition des tarifs réglementés de vente sur la base du TRV résidentiel moyen au 1er juin 2019 :

Source CRE. Observatoire. Les marchés de détail de l’électricité et du gaz naturel, au premier trimestre 2019. Juillet 2019.

Les graphiques suivants, issus également de l’Observatoire des marchés de détail de la CRE, représentent l’évolution du tarif réglementé de fourniture d’électricité entre 2008 et 2018 pour un client moyen au tarif bleu base, avec une puissance souscrite de 6 kVA (consommation de 2 400 kWh) ainsi que pour un client moyen au tarif bleu HP/HC avec une puissance souscrite de 9 kVA (consommation de 8 500 kWh, répartie entre 54 % aux heures pleines et 46 % aux heures creuses). La facture couvre le tarif réglementé de vente, la contribution au service public de l’électricité (CSPE), la contribution tarifaire d’acheminement (CTA), les taxes locales, sur la base du maximum réglementaire depuis le 1er trimestre 2011, et la TVA.

Source CRE. Observatoire. Les marchés de détail de l’électricité et du gaz naturel, au premier trimestre 2019. Juillet 2019.

1. La part représentative de la fourniture d’électricité

Les clients peuvent choisir entre deux types de contrats :

̶ les contrats aux tarifs réglementés de vente (TRV), proposés uniquement par des fournisseurs historiques, dont les tarifs sont fixés par les pouvoirs publics ;

̶ les contrats en offre de marché, proposés par les fournisseurs historiques et par les autres fournisseurs dits « alternatifs », qui en fixent librement les prix.

Le graphique suivant présente la répartition des consommations d’électricité annualisées par type d’offres. Au 31 mars 2019, environ 66 % de la consommation est fournie par des offres de marché, dont 37 % auprès d’un fournisseur alternatif.

Source : CRE Observatoire. Les marchés de détail de l’électricité et du gaz naturel au premier trimestre 2019, juillet 2019.

a. Le marché de gros

Les fournisseurs qui livrent l’électricité aux consommateurs finaux achètent l’énergie sur le marché de gros aux producteurs, qui se font concurrence pour vendre de l’énergie au meilleur prix possible, ou aux sociétés de trading. L’offre et la demande d’électricité varient donc en fonction de la plus ou moins grande disponibilité des moyens de production, par exemple la disponibilité des centrales nucléaires, ou en fonction du comportement des consommateurs, lequel a, par exemple, un profil saisonnier. Les conditions climatiques influent également.

Les bourses de l’électricité proposent à leurs intervenants une plateforme de négociation pour entrer leurs ordres d’achat et de vente, afin de disposer d’un mécanisme de formation des prix de gros transparent et fiable, en faisant coïncider l’offre et la demande à un prix équitable et en s’assurant que les transactions passées sur la bourse seront finalement livrées et payées. L’efficacité et la liquidité des marchés de gros permettent la compétitivité des marchés de détail.

Depuis le 2 juillet dernier, deux bourses de l’électricité opèrent en France : Epex Spot et Nord Pool. RTE précise que les acteurs de marché qui ne déposaient leurs offres que sur Epex Spot peuvent désormais les déposer sur Epex Spot et Nord Pool, les offres étant ensuite mises en commun dans un algorithme de couplage pour déterminer un seul prix basé sur toutes les offres d’achat et de vente.

En 2018, la consommation d’électricité est restée quasi stable sur l’année, revenant de 450 TWh en 2017 à 444 TWh (- 1 %). Les injections physiques sur le réseau ont augmenté de 1,6 %, de 566 TWh à 575 TWh. La production totale est en hausse de 3,6 %, passant de 529,4 TWh à 548,6 TWh. Les filières nucléaire et hydraulique augmentent leur production de respectivement 3,7 % (soit 14,1 TWh, pour atteindre 393,2 TWh) et 6,5 % (soit 14,7 TWh, pour atteindre 68,3 TWh). Le taux de disponibilité du parc nucléaire s’élève à 74,8 %, en limite basse des taux observés entre 2012 et 2016. La filière éolienne augmente sa production de 15,8 % (soit 3,8 TWh, pour atteindre 27,8 TWh) et la filière photovoltaïque de 10,9 % (soit 1 TWh, pour atteindre 10,2 TWh). Les filières thermiques à combustible fossile diminuent leur production de respectivement 40,2 % pour le charbon, 23,2 % pour le gaz et 42,1 % pour le fioul, la filière gaz restant la plus utilisée pour les injections sur le réseau, en particulier pendant la vague de froid de février-mars. Le solde d’exportation net s’élève à 60,2 TWh en 2018, aussi bien en période de pointe (19,8 TWh) que hors période de pointe (40,4 TWh).

Source : CRE Surveillance. Le fonctionnement des marchés de gros de l’électricité et du gaz naturel, rapport 2018.

En 2018, les prix de gros sont en hausse, qu’il s’agisse du prix spot moyen de l’année à 50,2 euros/MWh (+ 12 % par rapport à 2017), des prix infra-journaliers à 51,2 euros/MWh (+ 14 % par rapport à 2017). La CRE indique que des pics de prix day-ahead ont atteint 200 euros/MWh pendant quatre journées de novembre, les prix français étant influencés par la situation tendue en Belgique. Les prix des produits à terme ont également augmenté.

b. L’influence de l’accès régulé à l’électricité nucléaire historique

En application de la loi du 7 décembre 2010 portant nouvelle organisation du marché de l’électricité (loi NOME), jusqu’à la fin 2025, les fournisseurs alternatifs peuvent accéder à un prix régulé, de 42 euros/MWh depuis 2012, à l’électricité produite par les centrales historiques d’EDF en service à la date de la promulgation de la loi, dans la limite de 100 TWh pour l’ensemble des souscripteurs. Le législateur prévoit que le prix de cet accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH) doit être représentatif des conditions économiques de production de l’électricité des centrales nucléaires historiques sur la durée du dispositif.

Depuis 2014, les gestionnaires de réseaux peuvent bénéficier de l’ARENH pour la couverture de leurs pertes, les droits à l’ARENH des fournisseurs étant augmentés pour tenir compte des quantités d’électricité qu’ils fournissent aux gestionnaires de réseaux.

Depuis l’entrée en vigueur du mécanisme de capacité, en 2017, l’ARENH comprend également une valeur capacitaire.

L’ARENH permet donc aux fournisseurs de s’approvisionner en électricité pour une partie de la consommation de leur portefeuille de clients en France métropolitaine continentale.

Pour la CRE, il s’apparente ainsi à un produit de gros, puisqu’il peut se substituer à l’achat d’électricité sur les marchés de gros et qu’il est conçu comme un droit permettant aux fournisseurs alternatifs d’optimiser leur approvisionnement, dont ils sont libres de se passer s’ils disposent de conditions d’approvisionnement plus favorables.

Le consommateur d’électricité procure ainsi à son fournisseur un droit à l’ARENH, fondé sur sa consommation prévisionnelle pendant les heures de faible consommation nationale. Si le fournisseur a disposé de plus d’ARENH qu’il n’aurait dû, il doit acquitter un complément de prix afin de neutraliser les gains tirés de la revente des volumes d’ARENH sur les marchés de gros. L’esprit du dispositif voulu par le législateur est que les consommateurs bénéficient de la compétitivité du parc électronucléaire.

L’ARENH a entraîné une baisse des volumes échangés sur les marchés de gros et a pu influencer la formation des prix de marché. La CRE fait observer que « par sa forme et ses modalités d’attribution, le produit ARENH s’apparente plutôt à un produit calendaire de base. Ainsi la souscription de volumes d’ARENH est venue se substituer à l’achat de ces mêmes volumes sur les marchés, et particulièrement sur le marché à terme calendaire de base. »

Ainsi la baisse importante des prix de marché de gros, depuis la fin de 2014, a accru l’attractivité de ce marché. Les fournisseurs l’ont donc progressivement substitué à l’ARENH dans leur approvisionnement. La CRE a constaté que les comportements conjugués des acteurs bénéficiaires de l’ARENH et du fournisseur historique EDF, sans avoir le caractère d’une manipulation de marché, permettaient d’expliquer la stabilisation du prix du produit calendaire de base à terme Y+1 autour de 42 euros/MWh. À partir de décembre 2014, les prix de marché se sont détachés du seuil de 42 euros/MWh, entraînant une diminution des demandes d’ARENH pour les années 2015 et 2016.

Si l’on se place du point de vue du marché de détail, l’ARENH y a contribué au développement de la concurrence, conformément à l’objectif poursuivi par le législateur : « assurer la liberté de choix du fournisseur d’électricité tout en faisant bénéficier l’attractivité du territoire et l’ensemble des consommateurs de la compétitivité du parc électronucléaire français. » (article L. 336-1 du code de l’énergie).

Pour la CRE, l’ARENH a eu peu d’impact sur la structure des offres de marché, s’agissant des clients résidentiels et des petits professionnels : les fournisseurs continuent de proposer des offres majoritairement à prix fixe ou des offres indexées sur les tarifs réglementés de vente. S’agissant des moyens et grands clients professionnels, l’ARENH est devenu un produit structurant des offres des fournisseurs, en période de prix des marchés de gros nettement supérieurs au prix de l’ARENH.

Le dispositif de l’ARENH a dynamisé la concurrence sur le marché de l’électricité à une période où les prix élevés sur les marchés de gros ne permettaient pas aux fournisseurs alternatifs de s’approvisionner de façon compétitive. Néanmoins, pour la CRE, au-delà de cet impact, la possibilité pour les fournisseurs alternatifs de proposer des offres compétitives aux consommateurs tient plutôt :

– pour les petits consommateurs, à la construction par empilement des tarifs réglementés de vente (addition du prix de l’ARENH, du coût du complément d’approvisionnement au prix de marché, de la garantie de capacité, des coûts d’acheminement de l’électricité, des coûts de commercialisation et d’une rémunération normale de l’activité de fourniture), conformément aux prescriptions de l’article L. 337-6 du code de l’énergie ;

– pour les grands et moyens consommateurs, à la réplication, par EDF, dans ses offres, des conditions d’approvisionnement des fournisseurs alternatifs.

La CRE considère ainsi qu’en cas de disparition de l’ARENH, il n’existerait plus de barrière de prix au développement de la concurrence sur le marché de détail, tant qu’EDF refléterait dans ses offres un approvisionnement uniquement aux prix de marché.

Le graphique suivant récapitule les quantités d’ARENH livrées par semestre par type de consommateur. Il fait bien apparaître, au premier semestre de l’année 2015, la forte diminution des volumes, en lien avec la baisse des prix des marchés de gros à des niveaux inférieurs à celui du prix de l’ARENH. Ce mouvement s’est poursuivi au second semestre. Au premier semestre de l’année 2016, pour la première fois depuis le démarrage du dispositif, aucun volume d’ARENH n’a été livré aux fournisseurs alternatifs. La hausse des prix des produits à terme sur le marché de gros au second semestre de l’année 2016 et la mise en place du marché de capacité à partir de 2017 ont contribué à la reprise des demandes et des fournitures d’ARENH.

Dans son rapport au titre de la surveillance du fonctionnement des marchés de gros de l’électricité et du gaz de 2018, la CRE fait état d’un volume d’ARENH demandé à la fin 2018 pour 2019 de 20,4 TWh au titre de la fourniture des pertes aux gestionnaires de réseaux et de 133 TWh pour les consommateurs finaux.

Les objectifs poursuivis par le mécanisme de l’ARENH, conçu dans l’hypothèse d’un maintien des prix du marché de gros à des niveaux supérieurs à celui de l’ARENH, sont :

▪ de faire bénéficier le consommateur de la compétitivité du parc électronucléaire historique. Dans son avis du 21 janvier 2019 ([24]), l’Autorité de la concurrence rappelle que suivant la conception européenne du marché de l’électricité, la libre formation des prix par la rencontre de l’offre et de la demande d’énergie sur les marchés de gros et de détail, conduit, pour le premier, à un prix réputé refléter le coût marginal de la dernière centrale de production appelée pour équilibrer le réseau. Chaque producteur dont les coûts marginaux sont inférieurs au prix d’équilibre bénéficie d’une rente infra-marginale contribuant à la couverture de ses coûts fixes. Les centrales nucléaires françaises ne sont marginales (au sens où la dernière unité de production appelée pour satisfaire la demande appartient à cette filière) que pendant très peu de temps, en période estivale, et bénéficient potentiellement d’une rente infra-marginale pendant presque toute l’année. Si les coûts variables des moyens thermiques, en fonction des cours des combustibles, restent soutenus, les prix du marché de gros couvriront les coûts marginaux et les coûts complets du nucléaire. EDF bénéficie alors d’une forme de rente, dite de Ricardo, attachée à la rareté des moyens de production les plus efficaces. Cette rente est redistribuée en imposant une baisse des prix de détail au profit des consommateurs, par le biais de tarifs réglementés ou par le dispositif de l’ARENH ;

▪ de stimuler la concurrence sur le marché aval de la fourniture de détail d’électricité. La « contestation » effective sur le marché par un fournisseur alternatif est rendue possible par le dispositif de l’ARENH, dans la limite du volume qui lui est attribué, l’accès n’y étant pas illimité. Ce dispositif tend donc à rendre ce concurrent aussi efficace qu’EDF pour la composante de la fourniture en base, la seule pour laquelle une défaillance de marché, au sens du droit de la concurrence, a été identifiée ;

▪ de stimuler la croissance sur le marché amont en favorisant les investissements dans les installations de production. À cet égard, l’Autorité de la concurrence souligne que la loi LOME ([25]) visant à corriger l’impact, sur le marché de l’électricité, de la spécificité du bouquet électrique français marqué par la prépondérance des capacités d’origine nucléaire, le mécanisme de l’ARENH devait permettre aux opérateurs alternatifs d’investir dans les moyens de production pour une concurrence par les infrastructures sur un marché oligopolistique. L’effectivité d’une telle concurrence sur le marché de la fourniture d’électricité implique l’existence, aux côtés d’EDF, de plusieurs opérateurs intégrés, qui soient également présents dans la production et investissent dans des capacités nouvelles. Lors de son audition par la commission d’enquête, le rapporteur général adjoint de l’Autorité de la concurrence a constaté qu’ : « il n’a pas été possible pour les alternatifs de remonter la chaîne de valeur, notamment de l’énergie de base pouvant concurrencer le nucléaire. Une question est de savoir si, dans un futur plus ou moins proche, la part du nucléaire va baisser, soit parce qu’on l’aura décidé juridiquement, c’est-à-dire politiquement, indépendamment du coût respectif du nucléaire et des autres énergies, et, dans ce cas-là, il serait plus facile pour les concurrents de se positionner sur l’amont, soit parce que les énergies renouvelables vont voir leur coût baisser et que, éventuellement, le nucléaire va voir ses coûts augmenter, mais cela peut être aussi uniquement parce que le renouvelable verrait ses coûts baisser et que leur compétitivité relative évoluerait alors. » ([26])

Pour sa part, le professeur Jacques Percebois a souligné que, devant le changement de contexte, les fournisseurs alternatifs, anticipant la montée du prix sur le marché de gros, demandent la reconnaissance d’un droit accru à l’ARENH en portant son plafond jusqu’à 150 TWh. Selon lui, « il faut être cohérent : si l’on demande à EDF de baisser la production nucléaire, on ne peut pas en même temps l’obliger à vendre plus d’électricité nucléaire à ce prix-là ! D’autres considèrent qu’il faut augmenter le niveau de l’ARENH. Mais avec quel seuil et par rapport à quel prix ? Le coût moyen est une chose. Le niveau de l’ARENH en est une autre. Et il existe aussi le coût cash, qui permet à EDF de faire face à la gestion de son parc qui ne dépasse pas 32 à 33 euros. Ainsi, quand EDF vend son électricité au-dessus de 32 euros sur le marché, elle récupère en quelque sorte sa mise. En revanche, cela ne lui permettra pas de financer de nouveaux équipements demain. C’est cela, le problème. Aujourd’hui, les prix du marché couvrent les coûts de l’existant, même quand ils sont bas. Mais ils ne permettront pas de construire de nouveaux équipements. Certes, on peut répondre que ce n’est pas dramatique tant que la demande n’augmente pas et qu’on reste en surcapacité. Mais si la demande augmente, il sera difficile de faire face à de nouveaux investissements. » ([27])

L’article 62 de la loi relative à l’énergie et au climat porte de 100 TWh à 150 TWh le volume global maximal d’électricité nucléaire historique qu’EDF peut être tenue d’offrir annuellement à la vente aux autres fournisseurs d’électricité. Dans sa décision du 7 novembre 2019, le Conseil constitutionnel a considéré que ce relèvement du plafond annuel de l’ARENH ne porte pas une atteinte excessive à la liberté d’entreprendre, sous la réserve que le prix de l’ARENH tienne suffisamment compte des conditions économiques de production d’électricité par les centrales nucléaires.

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

Aux termes de l’article L. 337-6 du code de l’énergie, les tarifs réglementés de vente d’électricité sont établis par addition du prix d’accès régulé à l’électricité nucléaire historique, du coût du complément d’approvisionnement au prix de marché, de la garantie de capacité, des coûts d’acheminement de l’électricité et des coûts de commercialisation ainsi que d’une rémunération normale de l’activité de fourniture. Sous réserve que le produit total des tarifs réglementés de vente d’électricité couvre globalement l’ensemble des coûts mentionnés précédemment, la structure et le niveau de ces tarifs hors taxes peuvent être fixés de façon à inciter les consommateurs à réduire leur consommation pendant les périodes où la consommation d’ensemble est la plus élevée.

Dans son arrêt du 18 mai 2018, Société Engie et ANODE, le Conseil d’État a considéré qu’en instaurant une méthode « par empilement » des coûts, tout en maintenant une référence aux coûts de l’activité de fourniture de l’électricité aux tarifs réglementés par les fournisseurs historiques, le législateur a, dans le but, à la fois, de ne pas fausser la concurrence sur le marché de détail de l’électricité et de ne pas imposer aux fournisseurs historiques une vente à un tarif inférieur à leurs coûts de revient, exclu que les tarifs réglementés soient fixés à un niveau artificiellement bas, inférieur aux coûts comptables complets de la fourniture de l’électricité à ces tarifs, incluant les frais financiers, sans toutefois garantir un niveau de rémunération des capitaux propres engagés. Compte tenu de la forte volatilité des prix du marché de gros de l’électricité, susceptible de se répercuter sur le marché de détail, cette méthode de fixation garantit une relative stabilité : le prix de l’ARENH est stable depuis plusieurs années, le coût d’approvisionnement du complément de fourniture par référence aux prix de marché est lissé sur deux ans, les coûts de commercialisation d’EDF, acteur dominant, évoluent très peu et la rémunération normale de l’activité de fourniture est fixée par la CRE par référence aux marges commerciales de fournisseurs d’énergie européens comparables.

En fait, les prix de la grande majorité des offres de marché sont, à l’heure actuelle, sensiblement inférieurs aux tarifs réglementés de vente de l’électricité.

Lors de son audition par la commission d’enquête, la directrice sourcing économie des offres d’EDF a indiqué : « EDF, ces deux dernières années a perdu un peu plus d’un million de clients résidentiels par an, ce qui correspond à un rythme de 100 000 clients par mois environ. Ce rythme a d’ailleurs été en augmentation au cours de ces deux dernières années, notamment parce que les conditions de sourcing ont fait qu’à un moment les offres de marché ont été plus compétitives que les tarifs réglementés, dont la valeur est fixe. Pour les années antérieures, le rythme était plutôt de 60 000 clients quittant chaque mois les tarifs réglementés pour souscrire à des offres de marché auprès de fournisseurs alternatifs, mais également auprès d’EDF. » ([28])

La prise en compte des coûts de l’activité de fourniture de l’électricité aux tarifs réglementés d’EDF s’entend des coûts comptables audités de cette activité, préalablement identifiés au sein de sa comptabilité, afin d’éviter un prix trop bas mais aussi un prix trop haut. L’Autorité de la concurrence rappelle à cet égard la mention expresse, par le législateur, d’une rémunération raisonnable de l’activité de fourniture à l’article L. 337-6 précité du code de l’énergie.

Lors de son audition par la commission d’enquête, la directrice sourcing économie des offres d’EDF a insisté sur le fait que la CRE encadre chaque composante des tarifs réglementés, soit de manière directe, par application de formules de calcul, soit par un contrôle des coûts avancés par EDF :

▪ les coûts commerciaux d’EDF, qui sont intégrés dans les tarifs réglementés : « ils sont présentés à la CRE et celle-ci a la faculté de les accepter ou, si elle les trouve excessifs, de les refuser » ;

▪ la marge du fournisseur : « dans une offre de marché, la marge résulte purement et simplement d’une décision de gestion : chaque fournisseur est libre, en fonction du niveau de prix qu’il entend proposer et des caractéristiques de l’offre qu’il commercialise, d’établir la marge qu’il souhaite dégager. S’agissant des tarifs réglementés de vente, la marge est fixée par la CRE : nous ne pouvons pas la déterminer nous-mêmes. (…) » ;

▪ l’approvisionnement en électricité : « là encore, il y a des différences entre tarifs réglementés et offres de marché puisque, s’agissant des premiers, la valorisation de l’approvisionnement en énergie et en garanties de capacité est fixée par la CRE par l’application de formules. Pour la part énergie, on considère qu’environ 70 % des volumes d’électricité consommés dans le cadre des tarifs réglementés sont valorisés au niveau prévu par l’ARENH, c’est-à-dire à un prix fixe de 42 euros par mégawattheure, quelles que soient les conditions des marchés de gros. Autrement dit, dans le cadre des marchés réglementés, que les prix de l’électricité sur les marchés de gros soient supérieurs ou inférieurs à 42 euros, 70 % des volumes sont valorisés à ce prix, les 30 % restants – ce que dans notre jargon on appelle le « complément marché » – sont valorisés à la moyenne des prix des deux années précédant l’année de livraison, ce qui permet d’amortir les effets de volatilité sur les marchés de gros. » ([29])

Avec l’augmentation des intentions d’exercer leur droit d’accès à l’ARENH exprimées par les fournisseurs alternatifs, une divergence de vue est apparue entre la CRE et l’Autorité de la concurrence sur la portée de la « contestabilité » des tarifs réglementés.

Dans son arrêt du 7 janvier 2015, ANODE, le Conseil d’État a rappelé que la règle d’établissement des tarifs réglementés « par empilement » est réputée garantir par elle-même la fixation de ces tarifs à un niveau qui assure leur « contestabilité » économique, c’est-à-dire la faculté pour un opérateur concurrent d’EDF présent ou entrant sur le marché de la fourniture d’électricité de proposer, sur ce marché, des offres à des prix égaux ou inférieurs aux tarifs réglementés.

Pour la CRE, comme l’a exprimé son président devant la commission d’enquête : « Nous aurions pu acheter ces 33 TWh [part de la demande d’ARENH des fournisseurs alternatifs pour 2019 dépassant le plafond légal de 100 TWh] au prix du marché régulé, c’est-à-dire lissé sur les deux dernières années, ce qui aurait été un peu moins cher. Mais nous avons décidé de ne pas acheter au prix lissé, nous avons acheté ces 33 TWh en novembre/décembre, lorsque les fournisseurs alternatifs ont eu subitement besoin d’acheter. (…) Il aurait été possible de considérer que les fournisseurs alternatifs allaient perdre de l’argent, et que ce n’était pas grave. Mais la loi française, toutes les décisions du Conseil d’État et toutes les directives européennes imposent d’assurer la « contestabilité ». Je suis convaincu que si nous avions fait perdre de l’argent aux fournisseurs alternatifs, notre décision aurait été immédiatement annulée par le Conseil d’État en référé. La jurisprudence du Conseil d’État est constante sur la contestabilité. » ([30]).

Pour l’Autorité de la concurrence, la notion jurisprudentielle de « contestabilité » signifie seulement qu’un opérateur aussi efficace que le producteur régulé doit pouvoir pratiquer le même prix que lui sans subir de perte. Le tarif est dit « contestable » dès lors qu’il couvre les coûts complets de production de ce bien. « Il est donc une propriété intrinsèque des caractéristiques économiques du producteur du bien en cause. Il convient donc d’éviter toute confusion entre la notion de tarif contestable et celle de tarif effectivement contesté. » ([31])

d. Le marché des garanties de capacité

Le marché français de capacité existe depuis la fin de l’année 2016, après autorisation par la Commission européenne au titre du régime des aides d’État. Il a pour fonction d’inciter à l’investissement ou au maintien en fonctionnement des capacités de production nécessaires à la sécurité d’approvisionnement.

La conception théorique à la base de ce marché part du constat que si le marché de l’énergie actuel ne permet pas la couverture des coûts de l’ensemble des capacités de production nécessaires à la garantie de la sécurité d’approvisionnement, une capacité de production insuffisamment rémunérée sur le marché de l’énergie pourrait néanmoins trouver un complément de revenu sur le marché de capacité si elle est nécessaire à la garantie de la sécurité d’approvisionnement (missing money).

Sur ce marché, c’est l’assurance que ces capacités apportent au système qui est valorisée. Si tel n’est pas le cas, un tel outil de production fermera. En revanche, pour les capacités de production dont les revenus sont assurés par le seul marché de l’énergie, les offres de garanties de capacité se feront à des prix quasi nuls.

Résumés par la CRE, les principes de base de ce marché sont :

– l’obligation de participation de l’ensemble des capacités de production contribuant à la sécurité d’approvisionnement et non de celle des seules réserves stratégiques (mécanisme dit « market-wide ») ;

– la décentralisation rendant chaque acteur responsable de la sécurisation de l’approvisionnement de ses clients en garanties de capacité, par opposition aux mécanismes centralisant des contractualisations avec les exploitants de capacité auprès du gestionnaire du réseau de transport ;

– l’application des mécanismes de marché, le prix de la capacité résultant de l’équilibre entre l’offre et la demande.

Pour chaque année de livraison, les exploitants de capacité (producteurs, opérateurs d’effacement ou gestionnaires d’interconnexion) doivent s’engager sur le niveau de disponibilité de leurs moyens pendant les heures de pointe du système au moyen d’une certification auprès de RTE leur attribuant des garanties de capacité. Les acteurs obligés (fournisseurs, gestionnaires de réseaux pour leurs pertes ou grands consommateurs gérant eux-mêmes leur approvisionnement) doivent détenir des garanties de capacité représentatives de la consommation estimée de leur portefeuille dans une situation de vague de froid extrême pendant les périodes de pointe du système.

Les acteurs obligés et les exploitants peuvent échanger les garanties de capacité de façon bilatérale ou sur le marché de gré à gré ou sur le marché organisé par Epex spot. Après l’année de livraison, un contrôle porte sur la composition des portefeuilles des acteurs obligés et sur la disponibilité réelle des capacités. Les écarts de disponibilités constatés donnent lieu à une pénalité calculée selon un prix de référence de la capacité fixé par la CRE (de 2017 à 2019, il s’agit de la moyenne arithmétique des prix révélés par les enchères précédant l’année de livraison. À partir de 2020, il s’agira du prix résultant de la dernière enchère organisée avant le démarrage de l’année de livraison).

Source : RTE, Bilan électrique 2018.

En régime pérenne, les échanges de garanties de capacité pourront intervenir sur une période de huit ans (quatre ans avant l’année de livraison, le marché ayant vocation à envoyer des signaux incitatifs à l’investissement en amont et trois ans après pour des raisons techniques tenant à la reconstitution des consommations effectivement intervenues).

Les enchères ont abouti à un niveau de prix de l’ordre de 10 000 euros/MW en 2016 pour livraison en 2017, de l’ordre de 9 300 euros/MW en 2017 pour livraison en 2018, de 17 365 euros/MW à la fin 2017 et courant 2018 pour livraison en 2019.

Ayant constaté le maintien d’un contexte de prix élevés autour de 18 000 euros/MW pour la livraison en 2019 et sa montée à 20 000 euros/MW pour la livraison en 2020, la CRE poursuit des analyses détaillées sur les prix des enchères et, en particulier, sur le résultat de la confrontation des différentes courbes d’offre et de demande des différents acteurs du marché. Pour le régulateur, le fonctionnement actuel du mécanisme de marché s’éloigne trop du cadre théorique dans lequel il a été conçu : son architecture ne permet pas la rencontre efficace de l’offre et de la demande, certains acteurs n’offrant pas leurs garanties de capacité au niveau du « missing money » de leurs capacités. En conséquence, la CRE considère « qu’une réflexion doit être lancée, pour faire évoluer le design du mécanisme de capacité en s’orientant par exemple vers un mécanisme comportant davantage de centralisation à l’image des mécanismes britannique, irlandais ou polonais. ». ([32])

Dans son analyse d’impact du mécanisme de capacité de janvier 2018, RTE estime pour sa part que : « même en tenant compte des incertitudes de long-terme qui se traduisent sur l’évolution des prix de l’énergie et de la capacité à long terme (et même en l’absence de dispositif de sécurisation du prix de la capacité), l’introduction d’un mécanisme de capacité permet de réduire les incertitudes sur la rentabilité des capacités, par rapport à une architecture de marché energy only. Cette réduction du risque permet une atténuation des coûts de financement (réduction du coût du capital) pour les projets de capacités de production et d’effacement, ce qui conduit finalement à un gain pour la collectivité de plusieurs centaines de millions d’euros par an.

Enfin l’étude montre l’intérêt des plafonds de prix à la fois sur le marché de l’énergie et de la capacité.

En présence d’un mécanisme de capacité, le maintien de plafond de prix relativement « bas » sur le marché de l’énergie évite un basculement mécanique des revenus sur le marché de la capacité vers les revenus sur le marché de l’énergie « rehaussé » ce qui générerait un risque supplémentaire pour les capacités et des coûts de financement plus importants.

Le plafond de prix sur le mécanisme de capacité sert, quant à lui, à éviter que dans certaines configurations où il existe des besoins de capacité transitoires, le respect du critère de sécurité d’approvisionnement ne soit respecté à n’importe quel prix et conduise à la construction de moyens de pointe qui n’auraient d’utilité que pour une période très inférieure à leur durée de vie. »

2. La part représentative de l’acheminement de l’électricité

Parmi les coûts des gestionnaires des réseaux de transport et de distribution d’électricité, la CRE distingue :

– les coûts de gestion et de comptage. Ils ne dépendent pas de l’usage du réseau mais du type de service apporté par les gestionnaires de réseaux en fonction des domaines de tension et des catégories d’utilisateurs concernés ;

– les coûts d’infrastructures. Ces coûts sont fixes à court terme, hormis les coûts de gestion des congestions, très faibles. Ils sont variables à long terme en relation avec les investissements réalisés ;

– les coûts des pertes, variables à court terme (et à long terme du fait des investissements). La contribution à ces coûts des utilisateurs dépend de l’énergie injectée ou soutirée aux différentes heures de l’année ;

– les coûts des réserves (y compris le réglage de la fréquence, la reconstitution des services système, les réserves rapide et complémentaire) ;

– les autres coûts (les charges centrales et les autres charges non affectées).

Les structures tarifaires répercutent ces coûts selon des composantes différenciées en fonction du niveau de tension :

– les composantes fixes (en euros/an) couvrent les coûts de gestion et de comptage ;

– la composante de soutirage (recouvrant également les coûts de réserve et les autres coûts comme les charges centrales) suit des coefficients proportionnels à la puissance souscrite (euros/kW/an) afin de refléter la contribution de la capacité demandée par l’utilisateur aux coûts des infrastructures de réseau. S’y ajoutent des coefficients proportionnels à l’énergie (euros/kWh) en relation, tant avec la contribution de la durée d’utilisation de la puissance souscrite aux coûts des infrastructures de réseau, qu’avec la contribution de l’énergie soutirée aux coûts des pertes ;

– la composante d’injection, pour les seules injections dans le réseau de transport. Il s’agit de tenir compte des coûts des pertes sur le réseau français liées à l’électricité exportée ;

– des composantes spécifiques à certains services annexes, comme les dépassements de la puissance souscrite, l’alimentation complémentaire et de secours, etc.

Le régulateur se doit de respecter plusieurs principes dans sa construction du TURPE :

– une tarification d’accès au réseau indépendante de la distance entre le site d’injection et le site de soutirage (principe dit du timbre-poste) en application de l’article 14 du règlement communautaire 714/2009 ;

– une identité de tarifs d’accès au réseau sur l’ensemble du territoire national (principe de la péréquation tarifaire) en application de l’article L. 121-1 du code de l’énergie ;

– une prise en compte des coûts engendrés par chaque catégorie d’utilisateurs indépendamment de l’usage final de l’électricité (principe de non-discrimination), en application de l’article L. 341-2 du code de l’énergie ;

– une incitation des clients à limiter leur consommation pendant les périodes aux cours desquelles la consommation totale nationale est la plus élevée (principe d’horo-saisonnalité), en application de l’article L. 341-4 du code de l’énergie.

La CRE rappelle qu’« un élément essentiel dans la façon dont les signaux tarifaires sont transmis aux consommateurs est la forme des grilles. Le passage des coûts de réseau à un tarif est avant tout un processus de simplification : les coûts alloués sont regroupés en plages horaires prédéfinies, ce qui limite la précision du signal, mais rend le tarif lisible. Cette moindre précision est dommageable pour les utilisateurs très flexibles, typiquement les stockeurs et les consommateurs ayant des usages pilotés automatiquement, qui sont capables de répondre à des signaux de prix variables. Elle a en revanche peu de conséquences sur le comportement des consommateurs « classiques », qui ne sont en tout état de cause pas capables de répondre à un signal trop complexe. » ([33]).

Le degré de simplification des grilles est choisi selon deux paramètres :

▪ le type de consommateur : les consommateurs raccordés à des niveaux de tension élevés peuvent avoir des grilles plus complexes que les consommateurs raccordés à des niveaux de tension bas ;

▪ les capacités qu’ont les fournisseurs d’assumer une tâche de simplification, en sélectionnant une grille TURPE complexe, mais en l’intégrant dans une offre simplifiée pour le client final.

Le TURPE 5, actuellement en vigueur, a modifié la composante de soutirage pour prendre en compte l’aléa climatique et son effet sur le dimensionnement des réseaux liés aux pointes de consommation et a simplifié les grilles tarifaires. Mises en regard des caractéristiques essentielles des réseaux électriques récapitulées dans le tableau figurant dans la première partie du présent rapport, ces grilles présentent les caractéristiques suivantes :

▪ En ce qui concerne les utilisateurs du réseau de RTE :

– pour les 50 utilisateurs de la plage de tension de 350 kV à 500 kV : un tarif à l’énergie sans différenciation temporelle ;

– pour les 520 utilisateurs de la plage de tension de 130 kV – 350 kV et pour les 3 200 utilisateurs de la plage de tension 50 kV – 130 kV : trois versions tarifaires (courte, moyenne et longue utilisation), chacune comportant cinq plages temporelles ;

▪ En ce qui concerne les utilisateurs du réseau d’Énedis :

– pour les 89 600 utilisateurs de la plage de tension 1 kV – 50 kV : deux versions tarifaires (courte et longue utilisation), chacune comportant cinq plages temporelles, avec, en complément, une option à pointe mobile ;

– pour 36,4 millions d’utilisateurs de la plage de tension 50 V – 1 000 V : au-delà de 36 kVA : deux versions tarifaires (courte et longue utilisation), chacune comportant quatre plages temporelles et jusqu’à 36 kVA, cinq tarifs sont proposés, dont deux sans différenciation temporelle.

En vue de l’élaboration des futurs tarifs d’utilisation des réseaux (TURPE 6), la CRE a exprimé son intention de :

▪ faire évoluer la méthode de calcul de la composante de soutirage pour la rapprocher d’un principe de tarification en fonction du coût marginal, sans que l’évolution de la structure tarifaire puisse conduire à des évolutions de factures disproportionnées pour certaines catégories de consommateurs. La CRE met en avant la considération suivant laquelle « le signal économique le plus rigoureux est fondé sur le principe du coût marginal, qui revient à faire payer la totalité des coûts de développement des réseaux aux utilisateurs soutirant aux heures critiques pour le réseau, qui, dans le cas du réseau électrique, sont très majoritairement en hiver. Une tarification au coût marginal conduirait donc à attribuer la majorité des coûts d’infrastructure aux heures où se concentre la consommation des utilisateurs les plus thermosensibles et à ne pas faire payer ces coûts aux utilisateurs consommant en dehors de ces heures critiques (à l’exclusion des coûts attribuables tout au long de l’année tels que ceux des pertes) ;

▪ généraliser, à terme, des tarifs saisonnalisés à l’ensemble des utilisateurs. Pour le régulateur, « ces tarifs permettent de mieux refléter les coûts occasionnés par les pointes sur les réseaux de répartition et de distribution, qui sont pour la plupart d’entre elles concentrées dans la plage tarifaire d’heures pleines d’hiver, d’inciter les consommateurs à privilégier leurs efforts d’efficacité énergétique durant cette période et, ainsi, de contribuer à la maîtrise des coûts des réseaux. » ([34])

La CRE envisagerait le TURPE 6 comme une phase de transition, avant la suppression des tarifs sans différenciation saisonnière à l’horizon du TURPE 7.

Source Enedis.

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

La transparence des flux fiscaux et budgétaires liés au soutien financier aux énergies renouvelables est indispensable si l’on veut parvenir à ce que le consommateur puisse acquérir de nouveaux repères économiques et comportementaux dans un système électrique en transition. Mais s’agissant de la contribution du consommateur d’électricité, telle qu’elle ressort de la « part taxation » de sa facture d’électricité, le choix a été fait de le dispenser d’une participation directe au financement du soutien public aux énergies renouvelables.

Ainsi, la part représentative de la fiscalité applicable à la consommation d’électricité comprend :

▪ les taxes dont le produit est affecté aux collectivités territoriales. Elles sont assises sur la consommation d’électricité au profit :

– du département (taxe départementale sur la consommation finale d’électricité, TDCFE). L’assemblée délibérante du département fixe son tarif dans la limite d’une fourchette compris entre 1,5 euro/MWh et 3,2 euros/MWh. En 2018, tous les départements ont retenu un montant supérieur à 3 euros/MWh ;

– de la commune ou d’un établissement public de coopération intercommunale (taxe communale sur la consommation finale d’électricité, TCCFE). L’assemblée délibérante fixe également le tarif dans la limite d’un plafond de 6,40 euros/MWh. En 2018, près de 90 % de ces collectivités ou établissements territoriaux appliquaient un taux de 6 euros/MWh.

Pour les deux niveaux de collectivités, le tarif cumulé de TDCFE et de TCCFE est très souvent supérieur à 9 euros/MWh, soit environ 5 % du montant d’une facture moyenne d’électricité, selon l’Observatoire de l’industrie électrique.

▪ La contribution tarifaire d’acheminement (CTA), en fonction de la part fixe du tarif d’acheminement de l’électricité, a été instituée pour compenser le défaut de provision de la part de l’État pour les retraites des salariés des industries électriques et gazières, lorsque les entreprises en cause avaient la nature d’établissements publics industriels et commerciaux. Il s’agit des droits spéciaux acquis avant le 1er janvier 2005, date de l’adossement de la Caisse nationale des Industries électriques et gazières au régime général de retraite. La CTA est assise sur la part fixe hors taxes des tarifs d’acheminement et d’utilisation des réseaux de transport et de distribution d’électricité. Son taux est fixé par arrêté dans la limite d’un minimum et d’un plafond fixé par la loi. Le taux actuellement en vigueur est de 27,04 % pour les installations raccordées au réseau de distribution et de 10,14 % pour celles raccordées au réseau de transport d’électricité. Pour 2019, les recettes de la CTA sont évaluées à 1,5 milliard d’euros.

▪ La taxe sur la valeur ajoutée s’applique à la facture d’électricité selon un taux différencié :

– au taux réduit de 5,5 % sur la part représentative de l’abonnement et le montant de la CTA ;

– au taux normal de 20 % sur la part représentative de la consommation d’électricité et le montant des taxes départementale et communale.

La TVA est également assise sur le montant de la taxe intérieure sur la consommation finale d’électricité (TICFE), dont le tarif est égal à 22,5 euros/MWh depuis le 1er janvier 2016.

Le produit de la TICFE est recouvré au profit du budget général, sans affectation au financement du soutien aux énergies renouvelables électriques.

Dans le dispositif antérieur, le produit de la contribution au service public de l’électricité (CSPE) était affecté au financement du soutien à la production d’électricité à partir de sources renouvelables et de la cogénération, à la mise en œuvre de la péréquation tarifaire géographique et à la réduction du prix de l’électricité pour les ménages en situation de précarité. Ces charges n’étaient pas retracées dans le budget de l’État. Entre 2010 et 2015, son montant est passé de 4,5 euros/MWh à 19,5 euros/MWh.

À compter du 1er janvier 2016, la CSPE a été supprimée et remplacée par la TICFE précitée et les charges de service public de l’électricité ont été inscrites au budget de l’État.

Cette réforme appelle deux types d’observations.

La première a trait à la TICFE, en tant qu’accise ([35]) sur la consommation d’électricité. Lors de son audition par la commission spéciale, le directeur « régulation » d’EDF a établi une corrélation entre le niveau de la TIFCE et les caractéristiques du bouquet électrique français. « Depuis cette réforme, la CSPE est devenue une taxe versée au budget général. Depuis le 1er janvier 2016, elle est fixée à 22,5 euros, n’a plus de lien avec le soutien aux énergies renouvelables et la compensation des charges de service public et pèse uniquement sur l’électricité, alors que celle-ci est décarbonée et représente un atout majeur pour réussir la transition énergétique et réaliser des économies d’énergie, notamment dans le secteur du bâtiment et des transports. Pour EDF, l’allégement de cette fiscalité serait à la fois favorable au pouvoir d’achat des ménages et de nature à améliorer la cohérence de signaux fiscaux adressés aux consommateurs, mais aussi à atteindre les objectifs des politiques en matière d’énergie et de climat. ». ([36])

La seconde a trait à l’affectation d’une ressource fiscale déterminée au financement du développement des énergies électriques renouvelables.

Du point de vue juridique, la Cour de justice de l’Union européenne, dans son arrêt du 25 juillet 2018, rendu à propos de l’ancienne CSPE, a reconnu sa licéité en tant qu’imposition indirecte spécifiquement destinée à une finalité seulement environnementale, comme le financement des surcoûts liés à l’obligation d’achat d’énergie verte. Elle l’a en revanche déniée pour des objectifs généraux comme le financement de la cohésion territoriale et de la réduction du prix de l’électricité pour les ménages en situation de précarité ainsi que pour ses finalités purement administratives tenant au financement des coûts inhérents au fonctionnement administratif d’autorités ou d’institutions publiques telles que le médiateur national de l’énergie.

S’agissant de la compensation des surcoûts liés au développement des énergies électriques renouvelables, si, depuis 2016, le choix d’une budgétisation a été accompagné d’une affectation du produit de ressources fiscales déterminées, il s’agit de taxes intérieures de consommation ne frappant pas l’électricité : une fraction du produit de la taxe intérieure de consommation sur les carburants (TICPE) et du produit de la taxe intérieure de consommation sur le charbon (TICC).

L’appréciation politique des modalités de financement du soutien public aux énergies électriques renouvelables conduit à un arbitrage entre le consommateur d’électricité ou le contribuable national pour déterminer qui portera la charge de ce financement :

▪ Jusqu’en 2015, le choix du consommateur d’électricité a prévalu au travers de la montée en charge de la CSPE. Il en résulte une augmentation de la facture d’électricité, toutes choses égales par ailleurs, à mesure du développement de la production d’électricité par des sources renouvelables non encore compétitives aux prix du marché de gros. Les pays qui ont fait ce choix sont d’ailleurs ceux qui ont un prix d’électricité parmi les plus élevés ;

▪ Le choix du contribuable national a pour conséquence de neutraliser l’impact sur la facture d’électricité de l’augmentation de cette charge. Un pays peut ainsi mettre en œuvre une politique ambitieuse de développement des sources de production d’électricité d’origine renouvelable sans qu’affleurent les questions de son caractère soutenable pour le consommateur d’électricité et de son acceptation d’une telle charge. Demeure seulement un enjeu de transparence, en fonction de la plus ou moins grande lisibilité de ce coût dans le budget de l’État.

La France a fait un choix intermédiaire en maintenant une affectation de recettes – c’est-à-dire un lien affiché avec le soutien au développement de la production d’électricité d’origine renouvelable – mais en l’asseyant sur la consommation de carburants automobiles et la consommation de charbon.

Ce choix appelle deux observations :

▪ La première a trait aux tensions que l’on souhaite prévenir quant à l’acceptabilité de la hausse du prélèvement affecté. En réalité, elles ne sont pas surmontées, mais seulement transférées d’une catégorie de consommateurs – les consommateurs d’électricité – à une autre – les automobilistes.

▪ La seconde est une question de cohérence. L’un des arguments avancés est de légitimer ce transfert par une extension du principe pollueur-payeur. Ainsi ce prélèvement permet de combattre les externalités négatives liées à l’utilisation des moteurs thermiques.

Le financement de la transition énergétique relève donc d’un choix politique qui doit être transparent s’il veut recueillir une acceptabilité éclairée du public. On le voit, de par leur complexité (multiplication des taxes et des dispositifs, changements de noms, d’objectifs décidés puis modifiés, fléchés vers une utilisation spécifique ou non, vers une échelle territoriale ou une autre…), les contributions des Français aux politiques publiques au travers de leur facture d’énergie sont loin d’être transparentes et échappent même en grande partie à leurs représentants politiques. De même, et peut-être par conséquent, l’évaluation de l’efficacité de cette fiscalité reste largement insuffisante. Peut-on considérer, et plus important, peut-on convaincre les Français, que leur contribution fiscale est nécessaire en ce qu’elle constitue un soutien économique pertinent aux entreprises, un levier efficace de solidarité ou un outil au service de la transition écologique ?

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

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

L’échelon européen envisage à raison les questions énergétiques comme un sujet d’interdépendance entre les États membres et considère, de manière cohérente avec son histoire, que les mécanismes de marché permettront de faire baisser les coûts de l’énergie dans toute l’Europe. Toutefois, cohérente avec la volonté énoncée de développement des énergies renouvelables, la Commission européenne reconnaissait la nécessité de mécanismes de soutien, venant « fausser » le marché et faciliter l’accès des énergies renouvelables à celui-ci. Après une première phase plus permissive, l’appréciation de la Commission européenne est devenue plus stricte en ce qui concerne la compatibilité des aides avec le marché intérieur.

Si l’article 107 du Traité sur le fonctionnement de l’Union européenne prohibe les aides accordées par les États ou au moyen de ressources d’État, sous quelque forme que ce soit, qui faussent ou qui menacent de fausser la concurrence en favorisant certaines entreprises ou certaines productions dans la mesure où elles affectent les échanges entre États membres, il admet toutefois la possibilité que puissent être considérées comme compatibles avec le marché intérieur les aides destinées à promouvoir la réalisation d’un projet important d’intérêt européen commun ou les aides destinées à faciliter le développement de certaines activités quand elles n’altèrent pas les conditions des échanges dans une mesure contraire à l’intérêt commun.

Il appartient à la Commission européenne d’apprécier la compatibilité des projets d’aides qui lui sont notifiées par les État membres, c’est-à-dire, en principe, préalablement à leur octroi.

L’article 3 de la directive du 23 avril 2009 (2009/28/CE) du Parlement européen et du Conseil relative à la promotion de l’utilisation de l’énergie produite à partir de sources renouvelables autorise les État membres à appliquer des régimes d’aides pour atteindre leur objectif contraignant quant à la part d’énergie renouvelable produite à partir de sources renouvelables.

Aux termes de l’article 2 de cette directive, un régime d’aide s’entend de « tout instrument ou mécanisme appliqué par un État membre destiné à promouvoir l’utilisation de l’énergie produite à partir de sources renouvelables grâce à une réduction du coût de cette énergie par une augmentation du prix de vente ou du volume d’achat de cette énergie, au moyen d’une obligation d’utiliser ce type d’énergie ou d’une autre mesure incitative : cela inclut, mais sans s’y limiter, les aides à l’investissement, les exonérations ou réductions fiscales, les remboursements d’impôt, les régimes d’aide liés à l’obligation d’utiliser de l’énergie produite à partir de sources renouvelables, y compris ceux utilisant les certificats verts, et les régimes de soutien direct des prix, y compris les tarifs de rachat et les primes. ».

▪ Les lignes directrices de la Commission européenne concernant les aides d’État à la protection de l’environnement pour la période de 2008 à 2014 admettaient la possible compatibilité avec le marché intérieur des aides au fonctionnement en faveur de la promotion de l’énergie provenant d’une source renouvelable :

– soit pour compenser la différence entre le coût de production de l’énergie et le prix de marché du type d’énergie en cause jusqu’à ce que l’installation ait été complètement amortie selon les règles comptables ordinaires ;

– soit en utilisant des mécanismes de marché tels que les certificats verts ou les appels d’offres. Le soutien doit être essentiel pour assurer la viabilité des sources d’énergie renouvelables concernées, ne doit pas entraîner globalement une surcompensation et ne doit pas dissuader les producteurs d’énergies renouvelables d’accroître leur compétitivité.

Les aides individuelles octroyées à des installations sur un site où la capacité de production d’électricité renouvelable est supérieure à 125 MW doivent faire l’objet d’une notification préalable.

L’examen du soutien à l’éolien terrestre tel qu’il ressort de l’arrêté tarifaire du 17 novembre 2008 et celui des aides individuelles aux parcs éoliens de Courseulles-sur-Mer, Fécamp, Saint-Nazaire, l’Île d’Yeu-Noirmoutier, Dieppe-Le Tréport et Saint-Brieuc ont été instruits au regard des critères de compatibilité prévus dans les lignes directrices de 2008.

Comme souligné précédemment, les lignes directrices de la Commission européenne concernant les aides d’État à la protection de l’environnement et à l’énergie pour la période 2014-2020 s’inscrivent, elles, dans une perspective renouvelée pour tenir compte des évolutions intervenues dans les filières de production d’énergie renouvelable et considèrent qu’il y a lieu de rapprocher les dispositifs de soutien des règles du marché.

Le champ d’application des tarifs de rachat et des primes est progressivement limité : en 2015, le choix du dispositif de soutien est libre, sous réserve d’un soutien selon une procédure de mise en concurrence pour au moins 5 % des nouvelles capacités de production installées ; en 2016, les tarifs de rachat ne sont plus compatibles avec les dispositions relatives aux aides d’État sauf pour les installations d’une capacité inférieure à 500 kW et, en matière d’éolien, pour les installations jusqu’à 3 MW ou trois unités de production.

Depuis le 1er janvier 2017, l’aide sous forme de tarif de rachat ne peut bénéficier qu’aux installations d’une puissance inférieure à 500 kW, et, pour l’éolien, d’une puissance maximale de 3 MW ou de trois unités de production.

N’imposent pas de recourir à une procédure de mise en concurrence, les aides octroyées sous la forme d’une prime s’ajoutant au prix de marché auquel les producteurs vendent directement leur électricité pour les installations ayant une capacité de production installée inférieure à 1 MW ou, dans le cas de l’éolien, une capacité de production installée d’au plus 6 MW ou disposant d’au plus six éoliennes.

Au-delà, il faut avoir recours à une procédure de mise en concurrence, fondée sur des critères clairs, transparents et non discriminatoires et ouverte à tous les producteurs produisant de l’électricité à partir de sources renouvelables sur une base non discriminatoire. Il peut être dérogé à cette condition de neutralité technologique dans les cas où la procédure ouverte à tous les producteurs ne pourrait qu’aboutir à des résultats insuffisants. L’aide est octroyée sous la forme d’une prime s’ajoutant au prix de marché auquel les producteurs vendent leur électricité, sans pouvoir être autorisée quand les prix sont négatifs ([37]).

L’examen du soutien après appel d’offres pour le parc éolien au large de Dunkerque a été instruit par la Commission européenne au regard des critères de compatibilité prévus dans les lignes directrices de 2014.

En raison de la généralisation des appels d’offres à l’ensemble des filières, à l’exception de certaines petites installations, la CRE considère que la France « devrait être largement en conformité » avec les lignes directrices européennes concernant les aides d’État à la protection de l’environnement et à l’énergie pour la période 2014-2020.

2. La perspective d’un effet de ciseau des coûts de production de l’électricité de source renouvelable inférieur et de source nucléaire est-elle plausible ?

Concernant la part de la fiscalité énergétique liée au soutien au développement des filières EnR, la question à laquelle nous devons répondre et sur laquelle nous devons éclairer les Français est la suivante :

L’énergie produite par ces modèles alternatifs aux modèles historiques sera-t-elle un jour pleinement compétitive (à service énergétique constant) sans soutien ? Peut-elle, même, devenir in fine plus rentable que l’énergie historique, notamment d’origine nucléaire ? Ou bien, au contraire, les Français devront-ils consentir à un surcoût durable ? Si oui, de quel ordre ? Car si ce surcoût est irréductible et constitue, littéralement, le prix à payer pour une énergie décarbonée qui ne soit pas d’origine nucléaire, les Français doivent pouvoir effectuer un choix clair en toute connaissance de cause.

Suite à une demande du Premier ministre, au titre de l’assistance au Gouvernement, la Cour des comptes a réalisé une enquête en vue d’expertiser les coûts de la filière nucléaire, y compris ceux relatifs au démantèlement des installations et à l’assurance des sites, qui a donné lieu à un rapport public publié en janvier 2012 et à son actualisation en mai 2014.

Dans cette actualisation, la Cour des comptes rappelait pertinemment que ce coût ne peut être précisé pour l’avenir sans faire de multiples hypothèses, que ce soit quant au bouquet énergétique, à la prolongation de la durée d’exploitation du parc actuel de centrales et à la construction de centrales de nouvelles générations. La Cour des comptes estimait toutefois les coûts de production orientés à la hausse pour le parc actuel.

Le coût du parc nucléaire existant

Il n’existe pas « un » coût du nucléaire mais différentes notions de coûts : le coût marginal (qui détermine l’ordre d’appel des moyens de production), le coût de production restant à engager (comprenant les dépenses d’exploitation et d’investissement à venir), le coût complet économique (qui tient compte de l’amortissement et de la rémunération du capital). Par ailleurs, la facture pour le consommateur dépend essentiellement de la régulation, en l’occurrence le dispositif de l’accès régulé à l’énergie nucléaire historique (ARENH).

Le « coût » du nucléaire est ainsi constitué de différentes composantes relatives aux investissements de jouvence et de maintenance, aux dépenses d’exploitation (personnel, combustible…), au démantèlement, à la gestion des déchets et à la rémunération du capital initial investi dans la construction du réacteur.

Le coût marginal des réacteurs nucléaires est très bas (inférieur à 10 euros/MWh), ce qui le positionne favorablement dans l’ordre d’appel des moyens de production d’électricité sur le marché français et européen, juste derrière les énergies renouvelables fatales (dont le coût marginal est quasiment nul) mais avant les moyens de production carbonés (lignite, charbon, gaz, fioul). C’est l’une des raisons pour lesquelles le mix électrique français, bien que ne présentant pas de surcapacités importantes, contrairement à certains de nos voisins européens, est structurellement exportateur.

Le coût de production du nucléaire existant, le coût restant à engager, qui correspond aux décaissements actuels et à venir concernant les investissements et les dépenses d’exploitation (personnel, combustible…), est estimé en moyenne sur le parc à 32-33 euros/MWh en tenant compte du programme du grand carénage. Ce coût est peu sensible aux évolutions de prix de l’uranium. De plus, il n’intègre pas les coûts de démantèlement et de gestion des déchets radioactifs couverts par des actifs dédiés déjà constitués par les exploitants nucléaires.

La Cour des comptes avait également évalué le coût de production du nucléaire existant à 61,6 euros 2012/MWh en raisonnant en termes de coût complet économique : l’ensemble des dépenses de fonctionnement et de fin de vie des réacteurs est pris en compte, de même que l’investissement initial amorti et récupéré sur l’ensemble de la durée de vie du parc. Ce coût a toutefois été calculé avant le programme d’optimisation du grand carénage.

Source : Projet de Programmation pluriannuelle de l’énergie 2019-2023 2024-2028.

La Cour des comptes a appelé l’attention sur le fait que son enquête « a pour seule ambition de mesurer les coûts sans porter de jugement sur leur niveau et qu’il vise donc essentiellement à identifier et à mesurer les différents coûts afférents à la production de l’électricité électronucléaire en France. (…) Ne traitant que des « coûts » liés à la production d’électricité nucléaire, le rapport ne fait aucune analyse des « prix » de cette électricité, notamment des tarifs qui financent les coûts. Il ne traite pas de la demande d’électricité ni du « mix » énergétique. » ([38])

En outre, la Cour des comptes a rappelé que plusieurs méthodes de détermination du coût de la filière nucléaire peuvent être retenues pour donner une référence de coût annuel de production de l’électricité. Ces méthodes considèrent que le coût de production de l’électricité est la somme des charges de fonctionnement du parc de production y compris la quote-part à consacrer aux charges futures prévisibles et les dépenses engagées par EDF pour constituer les actifs du parc. S’agissant d’une industrie très capitalistique à cycle long, le coût du capital impacte très significativement le calcul du coût global. En raison de la difficulté de déterminer la valeur économique du parc actuel, le choix du mode de calcul du coût du capital résulte de conventions, qui diffèrent selon les objectifs poursuivis, par exemple, sur la base d’une production de 407,9 TWh en 2010 :

▪ la méthode de calcul du coût courant économique (CCE), retenue par la Cour des comptes dans son rapport de 2012, tend à mesurer le coût annuel de rémunération et de remboursement du capital permettant, à la fin de vie du parc, de reconstituer en monnaie constante le montant de l’investissement initial (montant qui permettrait de reconstruire un parc identique au parc historique en fin de vie de ce dernier, c’est-à-dire à technologie constante et non un parc de nouvelle génération). Cette méthode permet de calculer le coût global moyen, pour l’exploitant, de la production du parc nucléaire sur toute sa durée de vie. Il est utile pour comparer les coûts de production des différentes énergies. La Cour des comptes reconnaît que « les résultats de cette méthode sont sensibles au taux de rémunération du capital choisi et, qu’à l’inverse, ils ont une faible sensibilité à la durée de fonctionnement des centrales, ce qui ne permet pas de l’utiliser pour calculer l’impact financier induit par un allongement de la durée de vie du parc. » Le calcul du coût courant économique n’est pas destiné à calculer un tarif et ne tient pas compte, notamment pour le calcul à un moment donné, des amortissements des installations concernées. Ce calcul aboutit à un coût de production de 49,6 euros/MWh en euros 2010 (dernière année de disposition, en 2012, de comptes certifiés d’EDF), actualisé en 2013 à 59,8 euros/MWh en euros courants ;

▪ la méthode du coût comptable complet de production (C3P), visant à déterminer la charge annuelle du coût du capital pour un parc nucléaire réévalué, afin de neutraliser l’effet de l’augmentation des coûts d’investissements dans les réacteurs au cours du temps, en particulier à raison du renforcement des exigences de sécurité. Ce calcul aboutit à un coût de production de 39,8 euros/MWh en euros 2010 ;

▪ la méthode retenue pour fixer le coût de l’ARENH, met en évidence le coût complet du parc nucléaire français, déjà partiellement amorti, sans prise en compte de son renouvellement. Comme le souligne la CRE : « la finalité du dispositif ARENH consiste à répercuter au consommateur l’avantage économique que représente le parc électronucléaire français en l’état actuel, c’est-à-dire en tenant compte du fait qu’il est déjà partiellement amorti, et, conséquemment, en tenant compte de son coût de production réel pour EDF. » ([39]). Ce calcul aboutit à un coût de 33,1 euros/MWh en euros 2010.

▪ l’exercice de fixation du tarif réglementé de vente de l’électricité doit prendre en compte les coûts réels, tels qu’ils sont supportés annuellement par EDF afin que sur toute la durée de vie du parc, les coûts supportés annuellement soient effectivement couverts.

Pour EDF, l’approche économique retenue par la Cour des comptes est pertinente car elle reflète la réalité industrielle du secteur électrique, industrie hautement capitalistique à cycle long et permet de prendre en compte le coût des capitaux initialement investis, réévalués de l’inflation.

Pour la CRE, la forte sensibilité de la méthode du coût courant économique au taux de rémunération du capital et a contrario son manque de sensibilité à la durée de vie de l’actif constituent deux faiblesses majeures. Cette méthode ne tient pas compte des investissements engagés sur le parc nucléaire et ne traduit pas les impacts financiers induits par un allongement de la durée d’exploitation du parc nucléaire.

La Cour des comptes insiste sur le fait que le résultat de ces calculs est différent du coût de production calculé dans certaines comparaisons internationales (par exemple celles de l’Agence de l’énergie nucléaire de l’OCDE) ou du coût de production comparé à celui d’autres énergies (par exemple, les coûts de référence de la Direction générale de l’énergie et du climat). La Cour des comptes mentionne ces exercices pour les dépriser quelque peu : « dans ces deux cas, outre le coût du capital qui est calculé avec des méthodes différentes, le coût est calculé pour un investissement qui entrerait aujourd’hui sur le marché avec de nouvelles centrales, en l’occurrence des EPR pour la France. Une telle évaluation, simulation d’un coût fictif d’un parc fictif, présente un caractère très théorique. » ([40])

Dans son travail d’actualisation de 2014, la Cour des comptes a constaté n’être pas en capacité de calculer le coût de production futur de l’EPR de Flamanville ni pour ceux des EPR en général. Elle soulignait, dans son rapport de 2012, qu’une prolongation de la durée de fonctionnement des centrales actuelles a un effet sur leur rentabilité, sans pouvoir le mesurer à partir de la méthode de calcul retenue qui ne tient pas compte de cette durée mais seulement de la valeur initiale de l’investissement. Mais « si l’on sait que les coûts calculés sont couverts par des recettes (prix, tarifs, autres), il est évident que plus le nombre d’années de fonctionnement du parc augmente, plus les recettes rapportées par l’investissement initial s’accroissent et plus cet investissement initial est rentable pour son propriétaire. En outre, le prolongement de fonctionnement du parc éloignerait le moment du décaissement des charges futures de démantèlement, ce qui diminuerait le montant des provisions, et repousserait à plus tard les investissements de renouvellement du parc (…) ».

S’il lui semblait difficile, sauf effort tout à fait exceptionnel ou baisse majeure peu probable de la consommation électrique, que les investissements énergétiques de remplacement ou de substitution du parc actuel, quel que soit le dispositif choisi (économies d’énergies, autres sources d’énergie, nouveau réacteur nucléaire) puissent être réalisés dans un délai n’imposant pas une prolongation de tout ou partie du parc actuel au-delà de quarante ans, la Cour des comptes insistait sur la nécessité de prendre position sur ce prolongement sous réserve d’un accord de l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN).

Dans ses observations sur le rapport de la Cour des comptes, l’ASN rappelait que, si elle était autorisée, la poursuite d’exploitation des réacteurs au-delà de quarante ans nécessiterait une surveillance attentive des équipements non remplaçables ainsi que des améliorations significatives du niveau de sûreté des réacteurs actuels. Elle ajoutait : « L’ASN demandera l’arrêt des installations nucléaires qui ne pourraient pas atteindre ces objectifs de sûreté. Il est donc fondamental d’éviter que des capacités de production électriques ou l’état du réseau conduisent à des situations où la priorité accordée à la sûreté serait contradictoire avec le principe de sécurité d’approvisionnement énergétique. Compte tenu des échelles de temps en la matière (plusieurs dizaines d’années pour renouveler des capacités de production électrique), l’ASN souligne l’importance d’anticiper le renouvellement des capacités de production, quel que soit le mode de production retenu, et de distribution du réseau électrique. La durée de fonctionnement des centrales, élément stratégique, ne doit pas se transformer en variable d’ajustement. »

Des travaux récents de l’Agence internationale de l’énergie (AIE) s’attachent, pour leur part, au coût de la prolongation de la durée de fonctionnement des centrales nucléaires par rapport aux investissements dans les autres filières et arrivent à la conclusion qu’il s’agit d’une des options les plus compétitives pour produire de l’électricité bas carbone jusqu’en 2040, malgré la perspective d’une diminution continue des coûts de production dans la filière solaire ou éolienne.

Selon l’AIE, le coût complet de production (levelised cost of electricity, LCOE) ([41]) d’une telle prolongation revient à 40 à 60 dollars US/MWh sur la base d’un investissement de 500 millions de dollars pour une prolongation de dix ans et 1,1 milliard de dollars pour une prolongation de vingt ans. Après avoir diminué de 65 % entre 2012 et 2017, pour les coûts du photovoltaïque et de 15 % pour ceux de l’éolien terrestre, les premiers diminueraient encore de 50 % jusqu’en 2040 et les seconds de 10 à 20 %.

La diminution du coût en capital contribue efficacement à la baisse du coût complet de production des technologies intensives en capital, comme les technologies de production d’énergie renouvelable. En ramenant de 8 % à 4 % le coût moyen pondéré du capital ([42]) il est possible de diminuer le coût complet de production des projets photovoltaïques et d’éolien de 30 % et le coût d’une prolongation du fonctionnement des centrales nucléaires de 5 % à 10 %. La diminution du risque a un impact sur la baisse des coûts de financement. Pour y parvenir, l’AIE donne en exemple les contrats d’achat d’électricité à long terme, la garantie d’un prix de vente au terme d’appels d’offres ou les garanties d’emprunt.

Pour l’AIE, la compétitivité de la prolongation du fonctionnement des centrales nucléaires s’accroît si l’on prend en compte la valeur de l’électricité nucléaire comme source pilotable. Si le coût complet de production (LCOE) est l’indicateur le plus courant pour comparer la compétitivité des techniques de production d’électricité, il prend en compte les seuls coûts de production, sans intégrer la valeur de la contribution de chaque technologie à la flexibilité et à la fiabilité du système électrique. De ce point de vue, un coût complet de production ajusté (value-adjusted levelised cost of electricity, VALCOE) permet de combiner la prise en compte des coûts des technologies et une estimation de cette valeur.

En retenant ce critère, la compétitivité de la prolongation de la durée de fonctionnement des centrales nucléaires l’emporte sensiblement sur le photovoltaïque ou l’éolien par rapport à une mesure en termes de stricts coûts complets de production, en raison des coûts de ces techniques et de leurs coûts associés pour garantir la fiabilité et la flexibilité du système électrique croissant à mesure que la part de leur production augmente dans le total de la production électrique.

L’AIE souligne également que le fort subventionnement public qui a permis d’accroître, en Europe, la part des énergies renouvelables à coûts variables quasi nuls, comme la production éolienne ou solaire, place cette production avant celle des moyens traditionnels dans l’ordre de mérite pour l’injection dans les réseaux et réduit en conséquence le marché de ces derniers. La part croissante de l’éolien et du solaire exerce un double effet sur les prix des marchés de gros de l’électricité. Indirectement, la substitution aux moyens de production de base traditionnels exerce une pression à la baisse des prix de marché. Plus directement, cet effet sur les prix peut être amplifié en période de vent ou d’ensoleillement soutenu entraînant une production éolienne ou photovoltaïque à pleine capacité. Même dans les systèmes électriques dans lesquels la part de la production issue des sources renouvelables intermittentes demeure faible dans la production totale annuelle, à certaines heures, leur production peut devenir importante et coïncider avec une faible demande. Alors le prix sur le marché de gros peut descendre en dessous du coût marginal de production de l’électricité nucléaire, même si ces périodes sont encore rares actuellement comme le montre le graphique ci-dessous présentant le pourcentage d’heures au cours desquelles les prix sur le marché de gros de l’électricité sont inférieurs au coût marginal de production de l’électricité d’origine nucléaire.

Même si de bas prix sur le marché de gros sont une caractéristique structurelle des marchés à mesure de l’accroissement de la part des énergies renouvelables intermittentes, les prix de gros demeurent la plupart du temps supérieurs au coût marginal moyen de production des centrales nucléaires.

Source AIE, L’énergie nucléaire dans un système énergique propre, mai 2019, page 32.

Néanmoins l’AIE estime impossible de financer les investissements nucléaires de nouvelle génération en Europe à partir des prix de marché de gros. En outre, le modèle de régulation du marché de l’électricité, dissociant patrimonialement les producteurs des gestionnaires de réseaux ou interdisant les financements croisés, ne permet pas de disposer des flux de revenus stables et prévisibles requis pour assumer les grands projets d’investissements intensifs en capital. Enfin, les choix stratégiques des acteurs ainsi dégroupés sur les marchés de l’électricité vont à un modèle d’entreprise faiblement capitalistique de vente au détail, de conseil en énergie ou de trading associés à des technologies de production moins intensives en capital comme les centrales au gaz ou l’éolien.

Le graphique suivant, réalisé par l’Agence internationale de l’énergie renouvelable (IRENA), met en évidence la baisse du coût complet de production d’électricité d’origine renouvelable.

Dans ce graphique, le diamètre du cercle représente la taille des projets, avec son centre au niveau de leur coût en ordonnées. Les traits indiquent la valeur du coût global moyen pour les installations mises en service chaque année. Le coût moyen du capital est de 7,5 % pour les pays de l’OCDE et la Chine et de 10 % pour le reste du monde. Le bandeau représente la zone de coût de production des installations de production d’électricité à partir de ressources fossiles.

La baisse des prix des ENR : une tendance, mais des résultats déjà visibles

Si le coût des EnR et du nouveau nucléaire se stabilise autour de 60 euros le MWh, mais que le TRV est à 42 euros, les Français ne payent pas le prix réel de l’énergie. Ainsi, l’État soutient à la fois le nucléaire et les EnR. Ainsi, les Français acceptent moins les transitions énergétiques, mais surtout cela constitue un frein à la rénovation énergétique. Si l’énergie coûtait plus cher, il y aurait probablement plus de rénovations pour faire des économies, avec moins d’incitations et donc de financement de l’État.

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

Dans sa communication du 5 novembre 2013 sur la réalisation du marché intérieur de l’électricité, la Commission européenne insiste sur la nécessaire évolution des modes de soutien en raison même des progrès technologiques : « la plupart des régimes d’aide en vigueur aujourd’hui ont été conçus à une époque où la technologie des énergies renouvelables n’en était encore qu’à ses balbutiements et où la part de marché de ces sources d’énergie était insignifiante. Le marché intérieur de l’électricité, en particulier, évolue, les technologies des énergies renouvelables gagnent en maturité, leur taux de pénétration augmente, et il convient donc d’adapter les régimes d’aides à ces nouvelles conditions afin de promouvoir les prochaines générations d’énergies renouvelables qui seront encore plus performantes, et de limiter le coût de ces régimes pour les consommateurs d’énergie. »

Lors de son audition par la commission d’enquête, le professeur Sebastian Schwenen du Centre sur les marchés de l’énergie de l’université de Munich, donnait une illustration pratique de cette évolution en prenant l’exemple allemand : « la production d’électricité d’origine renouvelable a fortement augmenté depuis 2002 et représente désormais environ 37 %. Comment y sommes-nous parvenus ? Nous avons mis en place des tarifs de rachat – chaque unité produite correspondant à un prix de rachat. Plus récemment, nous sommes passés à un système d’appels d’offres afin de contrôler la quantité. En effet, entre 2010 et 2012, l’État a racheté beaucoup d’énergie solaire, mais le marché seul décidait des volumes. Avec ce système d’appels d’offres nous reprenons la main. (…) En réalité, tout dépend du stade de la transition énergétique auquel vous vous situez. Si vous en êtes au début, peut-être, comme en Allemagne, le système du rachat est-il approprié. À chaque unité produite, que ce soit en solaire ou en éolien, correspond un prix fixé par mégawattheure. Il y a eu, chez nous, une augmentation assez marquée du solaire. Mais si l’on fixe un prix qui convient au marché, celui-ci investira beaucoup, et l’État n’aura plus la main sur la situation. L’avantage d’un tel système est de présenter très peu de risques pour les investisseurs, dans la mesure où il leur suffit de dire à leur banque qu’ils vont installer une ferme éolienne ou photovoltaïque pour obtenir de l’argent. Cependant, étant donné que l’État perdait la main, nous avons décidé de passer par le système de l’appel d’offres, dans lequel aucun prix n’est fixé par unité. Si nous voulons, par exemple, trois gigawatts de solaire, le moins disant l’emportera, ce qui permettra également de contrôler la puissance installée. Il n’existe pas de réponse simple et tranchée, puisque tout dépend de la situation du pays et du stade de la transition énergétique auquel il se situe. » ([43])

L’État compense aux opérateurs sur lesquels pèse l’obligation d’acheter l’électricité produite par les producteurs d’énergie renouvelable électrique ou le complément de rémunération auquel ils ont droit le surcoût, pour eux, de cet achat à un prix garanti diminué du coût de production ou d’achat de l’électricité qu’ils n’ont pas à engager par eux-mêmes.

Le soutien aux producteurs d’énergie renouvelable électrique résulte :

̶ soit d’un droit garanti à toute installation éligible (guichet ouvert), qui peut consister, ou bien en une obligation d’achat, chaque kWh injecté dans le réseau étant acheté au tarif fixé à l’avance (photovoltaïque sur bâtiment d’une puissance inférieure à 100 kW), ou bien en un complément de rémunération, ajouté au prix perçu par le producteur d’énergie renouvelable sur le marché de gros de l’électricité, pour aboutir au tarif de référence (éolien terrestre pour les parcs de 6 éoliennes maximum, de 3 MW maximum) ;

̶ soit d’un soutien accordé après une mise en concurrence sous la forme d’un appel d’offres ou d’un dialogue compétitif aux seuls lauréats de ces procédures. La rémunération au titre de ce soutien consiste en un tarif d’achat (photovoltaïque sur bâtiment pour une puissance allant de 100 à 500 kW) ou un complément de rémunération (les centrales photovoltaïques au sol de 500 kW à 30 MW ; l’éolien terrestre de plus de six éoliennes ou de plus de 3 MW ; l’éolien en mer).

Le graphique suivant illustre les différences entre le mécanisme de l’obligation d’achat et celui du complément de rémunération.

Source : Comité de gestion des charges de service public de l’électricité, Rapport annuel. Exercice 2018.

La CRE a exprimé sa préférence pour les appels d’offres en ce qui concerne toutes les filières matures, tout en recommandant de l’inscrire dans un cadre pluriannuel à même de garantir la stabilité et la visibilité de la politique énergétique. « En encadrant les volumes recherchés et même si les prix ne peuvent être pleinement anticipés, les appels d’offres permettent un pilotage budgétaire plus précis que des tarifs d’achat sans plafond de capacité. Alors que les technologies connaissent des progrès rapides et que les projets peuvent présenter de fortes disparités, ils permettent aussi de refléter de manière plus fidèle l’évolution des coûts des filières et d’adapter le niveau de soutien à chaque projet. » ([44])

Lors de son audition par la commission d’enquête, la directrice générale de la business unit France renouvelable d’Engie considérait que : « dans le solaire, nous avons effectivement constaté une tendance à la baisse au cours des quatre dernières années, au fur et à mesure que les appels d’offres ont été lancés, avec des volumes bien identifiés permettant aux développeurs de préparer leurs propositions. Même si le dernier appel d’offres a montré une légère remontée, l’important est de considérer la tendance de fond, qui est globalement à la baisse. Cela s’est traduit par une division par deux des prix aux appels d’offres, qui sont passés de 100 à 52 euros.

La situation de l’éolien terrestre est un peu différente, dans la mesure où l’on ne dispose pas d’un retour d’expérience sur les appels d’offres, plus récents que ceux lancés dans le solaire par exemple. Comme vous le savez, il existe deux mécanismes fonctionnant en parallèle, à savoir un guichet ouvert pour les petits parcs et des appels d’offres dont le premier prix a émargé à 65,40 euros du mégawattheure, ce qui montre un positionnement de l’éolien terrestre dans la fourchette de 60 à 80 euros le MWh évoquée par Jean-François Carenco. Il faudra sans doute toutefois que davantage d’appels d’offres soient lancés pour avoir une vision précise de la tendance à plus long terme. » ([45])

Il importe donc de distinguer :

▪ d’une part, l’évolution des instruments de soutien à la filière photovoltaïque ou éolienne, dont le sens est celui d’une restriction du champ des obligations d’achat à guichet ouvert au bénéfice du complément de rémunération de même que de l’obligation d’achat vers l’appel d’offres ;

▪ d’autre part, la charge financière de compensation des surcoûts, laquelle est marquée par un poids prépondérant des charges de soutien au titre des engagements déjà pris.

Le soutien aux filières photovoltaïque et éolienne représente l’essentiel des charges liées aux énergies renouvelables électriques en métropole continentale et près de la moitié des charges totales de service public de l’énergie.

a. Le solaire photovoltaïque

Dans son rapport sur le soutien aux énergies renouvelables de mars 2018, la Cour des comptes a rappelé qu’« en moins d’une décennie, le photovoltaïque est passé de la position de technologie renouvelable parmi les plus coûteuses à celle de technologie suffisamment compétitive pour concurrencer les moyens de productions conventionnels.

Le dispositif de soutien par obligation d’achat s’est adapté avec retard aux premiers retours d’expérience de l’intégré au bâti et à la baisse des coûts de la technologie. Ce retard a favorisé, à la fin de la première décennie des années 2000, la création d’une bulle spéculative. L’impact de cette bulle sur les finances publiques n’a pas été anticipé, ni même immédiatement mesuré. En septembre 2010, le rapport de la mission relative à la régulation et au développement de la filière photovoltaïque (rapport Charpin) a révélé que la poursuite du dispositif aurait conduit à une puissance installée approchant le triple de l’objectif fixé pour 2020 et un coût proportionnel de 4,5 milliards d’euros par an au lieu de 1,5 milliard d’euros par an à l’horizon 2020. La charge totale aurait alors atteint 90 milliards d’euros pour 17 GW installés. Cette situation de bulle a été traversée par d’autres pays européens, à l’image de l’Espagne.

Un moratoire sur les projets photovoltaïques a été mis en œuvre fin 2010. A suivi une nouvelle architecture de soutien, articulant des tarifs modulables à la baisse et l’introduction d’appels d’offres pour les installations de plus de 100kWc, redonnant ainsi au ministère chargé de l’énergie une capacité de pilotage de la filière photovoltaïque.

Toutefois, le poids des engagements antérieurs à 2011 aura encore pendant de longues années un impact majeur sur les dépenses de soutien. Selon la CRE, les arrêtés antérieurs au moratoire de 2010 auront engendré un coût pour les finances publiques de 38,4 milliards d’euros, pour un productible annuel de 4 TWh, soit environ 0,7 % de la production électrique française. Cela représente un coût du soutien de l’ordre de 480 euros/MWh. Ces arrêtés pèseront encore à hauteur de 2 milliards d’euros par an jusqu’en 2030, soit 30 % de l’ensemble des charges liées aux énergies renouvelables en 2018, en prenant comme hypothèse des prix de marché de l’électricité de 35,91 euros/MWh en 2018, 36,09 euros/MWh en 2019, 38,30 euros/MWh en 2020, et une croissance de 1 % par an à partir de 2021. »

En février dernier, la CRE a publié les résultats d’une étude sur les coûts des installations photovoltaïques de moyenne et de grande puissance (de 100 kWc à 30 MWc) développées dans les appels d’offres en métropole continentale. Au 30 septembre 2018, le parc raccordé s’élevait à près de 8,4 GWc de puissance installée pour une production de 10,2 TWh en un an, soit 2,1 % de la consommation électrique française. Les volumes appelés dans les nouveaux appels d’offres induisent un raccordement de l’ordre de 4 GWc dans les deux années à venir. De l’échantillon retenu dans l’étude, il ressort une baisse importante des coûts d’investissement par rapport aux premières installations. Les coûts d’investissement sont inférieurs à 1 000 euros/kWc pour les installations au sol, voire 800 euros/kWc pour les très grands projets, et revenus à 1 100 euros-1 200 euros/kWc pour les installations sur bâtiments et ombrières. Les évolutions de la filière industrielle à l’échelle mondiale expliquent avant tout cette baisse : le coût des modules, élément principal et premier poste de dépense de l’installation photovoltaïque, a diminué de plus de la moitié pour les installations de plus de 100kWc. Les modules fabriqués en Asie sont en moyenne 12 % moins chers que ceux assemblés en Europe, leur part croissant avec la taille des installations. Les coûts de raccordement dépendent de la proximité et de l’état du réseau, les coûts pour les installations au sol, dans les zones rurales étant en moyenne plus élevés de 19 %. Les coûts d’exploitation ont globalement baissé de près de 30 % revenant à 16 euros - 18 euros/kWc pour les derniers appels d’offres, le poste principal des dépenses de fonctionnement tenant aux charges de personnel pour la maintenance et l’entretien des installations (entre 25 % et 40 % des coûts annuels de fonctionnement). L’imposition forfaitaire sur les entreprises de réseaux (IFER) applicable aux installations photovoltaïques d’une puissance égale ou supérieure à 100 kWc représente de l’ordre de 21 % des dépenses annuelles d’une installation (soit environ 6 euros/MWh). Les rentabilités moyennes attendues des projets (en termes de taux de rentabilité interne avant imposition) sont de l’ordre de 3 % sur vingt ans et 4 % sur trente ans, les investisseurs pouvant retenir des objectifs à long terme sur la durée de vie des installations, supérieure à la durée du contrat de soutien public.

L’évaluation de l’impact financier des engagements de soutien public dépend des plusieurs paramètres :

– les délais de mise en service, de l’ordre de vingt mois pour le photovoltaïque sur bâtiment et de vingt-quatre mois pour les centrales au sol ;

– le volume d’énergie produit ;

– l’évolution du prix du marché de gros de l’électricité, une trajectoire haussière de ces derniers diminuant les charges de soutien au titre des installations. L’évolution du prix de marché, marqué d’une forte volatilité, est difficile à anticiper ;

– le montant moyen du soutien unitaire.

Le Comité de gestion des charges de service public a réalisé une évaluation prospective de la charge de soutien au titre des engagements pris à la fin de 2018, sur la base d’une hypothèse d’évolution du prix de gros :

▪ de 40 euros/MWh en 2019 à 42 euros/MWh en 2028 et constant à 44 euros/MWh pour 2030 et les années suivantes : la charge totale de soutien au titre des engagements avant le moratoire de 2010 atteint 39,9 milliards d’euros, dont 25,4 milliards d’euros de reste à payer, ces montants s’élevant respectivement à 18,7 milliards d’euros et 16 milliards d’euros pour les engagements postérieurs au moratoire ;

▪ de 41 euros/MWh en 2019 à 56 euros/MWh en 2028 et constant à 62 euros/MWh pour 2030 et les années suivantes : la charge totale de soutien au titre des engagements avant le moratoire de 2010 atteint 39,6 milliards d’euros, dont 25 milliards d’euros de reste à payer, ces montants s’élevant respectivement à 16,7 milliards d’euros et 13,9 milliards d’euros pour les engagements postérieurs au moratoire.

Le coût de soutien unitaire moyen est de l’ordre de 500 euros/MWh sur la période.

Les prix proposés aux périodes les plus récentes d’appels d’offres s’élèvent à environ 55 euros/MWh pour les installations au sol, 85 euros/MWh pour les installations de grande toiture et 187 euros/MWh pour les plus petites installations.

b. L’éolien terrestre

En 2008, la CRE soulignait que « la part du surcoût de l’éolien pris en charge par la contribution au service public de l’électricité (CSPE) dépendra du niveau des prix de marché de gros de l’électricité. À l’extrême, la filière éolienne pourrait contribuer à une diminution des charges de service public. Sur le long terme, cette perspective reste théorique puisqu’en cas d’anticipation de prix durablement supérieurs aux tarifs d’achat, les producteurs auraient intérêt à résilier leur contrat pour vendre leur électricité sur le marché. Il serait d’ailleurs difficilement compréhensible qu’un moyen de production rentable sur le marché ait besoin d’aides de la puissance publique. » ([46])

En avril 2014, la CRE a publié une analyse des coûts et de la rentabilité des énergies renouvelables en France métropolitaine, au sein de laquelle figurait l’étude d’un panel de 52 parcs éoliens représentatif du parc installé en France métropolitaine, quant à leur localisation géographique, l’importance du gisement éolien, la date de mise en service et la puissance installée. Ces parcs relevaient du régime d’obligation d’achat en vigueur depuis 2008, c’est-à-dire d’un contrat d’achat de dix ans à tarif constant, période suivie de cinq années durant lesquelles la rémunération du producteur dépend de la durée annuelle de fonctionnement de référence de l’installation. Une seule installation du panel relevait de la procédure de l’appel d’offres.

Pour la CRE, les coûts des parcs éoliens à terre mis en service dans les dernières années sont restés globalement stables, la filière étant considérée comme mature. Comme il a été indiqué précédemment, les coûts d’investissement représentent la majeure partie des coûts d’un parc éolien, l’achat des aérogénérateurs pour près des trois-quarts de l’investissement. Les coûts d’exploitation, dont la maintenance représente la moitié, constituent une part relativement faible des coûts de production Les parcs éoliens relèvent majoritairement d’un financement de projet classique : une société de projet dédiée avec un financement sans recours, la majorité des investissements étant financée par dette bancaire, le solde par apport en fonds propres des actionnaires. Le ratio entre dette et fonds propre de 80 %-20 % permet un effet de levier pouvant conduire à des rentabilités très significatives pour les actionnaires. La quasi-totalité des producteurs envisage d’exploiter leurs parcs pendant au moins vingt ans, c’est-à-dire cinq années au-delà de l’échéance de leur contrat d’obligation d’achat. Le productible du parc détermine avant tout sa rentabilité.

Moyenne des coûts de production (en €/MWh) et moyenne des taux
de rendement interne (TRI) projet après impôt des parcs éoliens à terre
du panel en fonction du niveau d’investissement et du productible

Productible (h/an)	+ 2900		2900-2550		2550-2220		2200-1850		1850-1500
CAPEX (k€/MW)	Coûts €/MWh	TRI %	Coûts €/MWh	TRI %	Coûts €/MWh	TRI %	Coûts €/MWh	TRI %	Coûts €/MWh	TRI %
1000-1200					67,1	9,9			90,6	4,7
1200-1400			60,7	11,3	71 ,4	8,4	82,7	6,7	97,1	4,2
1400-1600	51,6	11,8	73,9	7,2	78,3	7,0	93,8	4,7	108,8	2,3
1600-1800			80,4	6,6	93,9	4,6	100,8	4,0
1800-2000			83,9	5,6	96,2	5,2		3,2

Source : Données CRE, avril 2014.

À la même époque, la Commission européenne a conclu à la compatibilité du régime du soutien public à l’éolien terrestre, tel qu’il ressortait de l’arrêté du 17 novembre 2008, avec le Traité de l’Union européenne, à la lumière des dispositions encadrant les aides d’État. Même s’il s’agissait d’une aide accordée sous forme de tarifs d’achat, la Commission européenne a considéré :

̶ que les coûts de production moyens d’une installation fonctionnant 2 000 heures par an (86 euros/MWh) sont supérieurs, voire largement supérieurs, comparés au prix de marché moyen ou au prix de marché à long terme ;

̶ que les taux de rendement interne retenus dans l’hypothèse moyenne d’une installation fonctionnant 2 000 heures (5,61 %) ou 2 400 heures (8,95 %) sont inférieurs aux taux de rentabilité du secteur de l’électricité (12 %) et équivalents ou inférieurs aux taux de rentabilité acceptés par la Commission européenne comme normaux dans d’autres États membres ;

̶ que l’investissement dans l’éolien terrestre nécessite un investissement très important avant de pouvoir commencer la production, quand bien même l’investisseur ne supporte pas les risques de fluctuations du prix spot de l’électricité, son investissement n’est pas sans risque.

L’évaluation prospective mentionnée précédemment et réalisée par le Comité de gestion des charges de service public au titre des engagements pris à la fin de 2018, sur la base d’une même hypothèse d’évolution du prix de gros que celle retenue pour l’estimation relative au solaire photovoltaïque, est la suivante :

▪ de 40 euros/MWh en 2019 à 42 euros/MWh en 2028 et constant à 44 euros/MWh pour 2030 et les années suivantes : la charge totale de soutien au titre des engagements atteint 34,3 milliards d’euros, dont 25 milliards d’euros de reste à payer pour l’éolien terrestre, ces montants s’élevant à 23 milliards d’euros pour l’éolien posé en mer ;

▪ de 41 euros/MWh en 2019 à 56 euros/MWh en 2028 et constant à 62 euros/MWh pour 2030 et les années suivantes : la charge totale de soutien au titre des engagements atteint 30 milliards d’euros, dont 21,2 milliards d’euros de reste à payer pour l’éolien terrestre, ces montants s’élevant à 20,5 milliards d’euros pour l’éolien posé en mer.

Le coût de soutien unitaire moyen est de 46 euros à 52 euros/MWh pour l’éolien terrestre.

Les arrêtés tarifaires jusqu’en 2017 portaient un niveau de rémunération de l’ordre de 88 euros/MWh pour les contrats en cours, revenu, depuis le nouvel arrêté tarifaire, autour de 72-74 euros/MWh, hors prime de gestion, le prix moyen pondéré des offres déposées lors de la première période d’appels d’offres s’élevant à 65 euros/MWh.

Dans sa décision du 27 mars 2014 la Commission européenne a conclu à la compatibilité du régime de soutien à l’éolien terrestre en France, tel qu’il ressort de l’arrêté du 17 novembre 2008, avec les dispositions du Traité sur le fonctionnement de l’Union européenne, à la lumière des critères de compatibilité issus des lignes directrices relatives aux aides d’État, en ce qu’il concerne le montant de ce soutien.

c. L’éolien posé en mer

L’actuelle programmation pluriannuelle de l’énergie considère l’éolien en mer posé comme une filière en phase d’amorçage, au travers des six parcs au large de la Normandie, de la Bretagne et des Pays de la Loire, justifiant un soutien prévisionnel de 1,11 milliard d’euros en 2021, au titre des quatre appels d’offres de 2011, porté à 1,87 milliard d’euros en 2023 après la mise en service des parcs relevant des appels d’offres de 2013.

Le projet de PPE dans sa rédaction du mois de janvier dernier, prévoit une production d’électricité de 9 TWh en 2023 et de 17 TWh en 2028 au titre de l’éolien en mer. Le 14 juin dernier, le Gouvernement a toutefois annoncé, au-delà du projet en cours de parc éolien en Manche-Est Mer du Nord, dont le lancement de l’appel d’offres est prévu pour 2020, le lancement d’un nouveau projet au large d’Oléron.

Lors de ses auditions, l’attention de la commission d’enquête a été attirée, tant par un développeur de parcs éoliens en mer qu’un fabricant de générateurs d’éoliennes, sur la particularité française résultant du contraste entre un gisement potentiel important – le deuxième espace maritime européen – mais sans parc éolien en fonctionnement, alors même que le Royaume-Uni compte 2 000 éoliennes installées, l’Allemagne 1 300 et le Danemark 500. Cela a même pu faire dire au président de la CRE, sur le mode ironique, que notre objectif collectif en ce domaine tendrait plus à la création d’un musée des projets éoliens qu’à la réalisation effective de ces derniers…

Dans sa communication sur l’énergie éolienne en mer de 2008, la Commission européenne estimait les ressources de l’énergie éolienne en mer fortement sous-exploitées au regard de leur disponibilité physique. Si en comparaison avec l’énergie éolienne terrestre, l’éolien en mer est plus complexe et plus coûteux, il dispose d’avantages comme une production par unité installée nettement supérieure, le vent étant habituellement plus fort et plus stable en mer qu’à terre, d’autant plus que la taille des éoliennes peut y être supérieure.

Les professionnels entendus lors des auditions précitées de la commission d’enquête ont insisté sur le fait que la question du coût avait été entièrement renouvelée : « en dix ans, la puissance unitaire des éoliennes en mer a été multipliée par trois et sur cette même période, les tarifs ont été divisés par trois. À ce jour, les tarifs constatés en Europe pour l’éolien en mer se situent dans une fourchette de 50 euros/MWh à 70 euros/MWh hors raccordement. » ([47])

Cet aspect a d’ailleurs été considéré comme un changement structurel d’une importance telle qu’il a justifié aux yeux du groupe Total le choix de faire de l’éolien marin un axe de son développement. « Nous avons appréhendé ce domaine avec des doutes manifestes durant de nombreuses années. En effet, les coûts de construction et d’entretien de ces infrastructures nous paraissaient prohibitifs. Nous n’envisagions pas de solliciter des subventions au niveau élevé qui était requis pour développer ces projets. Depuis, les technologies ont évolué. Nous sommes convaincus qu’elles permettent désormais de développer des projets d’éolien marin à un coût compétitif. C’est ainsi que nous avons remis récemment une offre conjointe avec Orsted – groupe danois qui occupe la première place mondiale de l’éolien marin avec 30 % de parts de marché – ainsi qu’avec le Belge Elicio, pour le projet de parc éolien en mer au large de Dunkerque. » ([48])

Dans ses décisions des 10 décembre 2018 et 26 juillet 2019, la Commission européenne a conclu à la compatibilité avec le marché intérieur des dispositifs de soutien, respectivement, en ce qui concerne le parc éolien dans une zone au large de Dunkerque et les six parcs éoliens de Courseulles-sur-Mer, Fécamp, Saint-Nazaire, l’Île d’Yeu-Noirmoutier, Dieppe-le Tréport et Saint-Brieuc.

L’aide au fonctionnement prend la forme d’un tarif d’achat, garanti sur une période de vingt ans, l’énergie étant vendue au prix du marché au-delà de cette période.

Les résultats des appels d’offres de 2011 et 2013 avaient abouti à un soutien public de l’ordre de 200 euros/MWh, incluant le coût du raccordement au réseau public. En 2018, les conditions de rémunération des lauréats des appels d’offres ont fait l’objet d’une renégociation. Pour la CRE, les modalités d’organisation des appels d’offres avaient restreint les marges de concurrence et insuffisamment pris en compte les particularités de l’éolien en mer, au point de conduire à une augmentation des primes de risques de la part de candidats laissés dans l’incertitude en raison du caractère partiel des études techniques.

Désormais, pour les six parcs relevant de ces deux premiers appels d’offres, le montant de l’aide est déterminé par la production annuelle d’électricité des sites et les revenus issus respectivement du tarif du contrat d’achat garanti au producteur et de la revente de l’électricité produite aux conditions de marché sous l’hypothèse. Les budgets prévisionnels ont retenu l’hypothèse d’un prix de marché théorique de 40 euros/MWh et d’un taux d’indexation de 1,6 % par an. Le tarif d’achat varie finalement de 131 euros/MWh à 155 euros/MWh selon les sites. Le critère du prix ne représentait que 40 % dans la notation des offres. Initialement les tarifs d’achat comportaient une composante de raccordement au réseau de transport, mais celle-ci a été abandonnée lors de la renégociation du tarif, le raccordement étant mis à la charge de RTE ([49]).

Selon les données figurant dans la décision de la Commission européenne, les caractéristiques financières des six parcs sont les suivantes, en ce qui concerne les coûts de production moyens de l’électricité sur la durée de vingt-cinq ans (Levelized Cost of Electricity, LCOE), le tarif d’achat et le taux de rendement interne du projet après impôts :

	Courseulles	Fécamp	Saint-Nazaire	Ile d’Yeu Noirmoutier	Dieppe Le Tréport	Saint-Brieuc
Productible sur 25 ans en TWh	33-43	40-50	35-45	38-48	40-50	40-50
Investissement (en M€)	1300-1900	1550-2150	1500-2100	1560-2160	1700-2300	1950-2450
Coûts d’exploitation sur 20 ans (en M€)	1075-1675	1200-1800	1250-1850	1900-2500	1800-2400	950-1550
LCOE (€/MWh)	147-177	140-165	155-180	145-170	135-160	170-195
Tarif d’achat (€/MWh)	138,7	135,2	143,6	137	131	155
TRI après impôt en %	6,40-7,90	6,70-8,20	6,10-7,60	6,50-8,00	6,50-8,00	6,50-8,00

Dans sa décision du 26 juillet dernier, la Commission européenne a souligné « que le niveau de coûts des six projets est a priori élevé au regard d’autres projets éoliens en mer développés à l’heure actuelle avec des technologies plus récentes dans d’autres pays européens, mais également en France. » Elle en a néanmoins estimé recevable la justification par le stade, encore initial, du développement de l’éolien en mer posé en France, lors des deux premiers appels d’offres. Les demandes d’autorisations concernent des turbines précisément désignées et de faible puissance au regard des modèles développés actuellement. En effet, ces projets sont prévus pour des turbines d’une puissance de 6 à 8 MW maximum, sans expérience des conditions réelles de vent et des fonds marins. La Commission européenne a pris acte du fait qu’au regard de la législation française, une évolution significative de la puissance unitaire des turbines ou du nombre de mâts conduisant à une baisse des coûts serait constitutive d’une modification substantielle rendant nécessaire d’obtenir de nouvelles autorisations.

En termes capitalistiques, les sociétés de projet lauréates des appels d’offres sont détenues :

– pour le parc de Fécamp : à 70 % par la société Eolien maritime de France (EMF) – elle-même détenue à parité et contrôle conjoint par EDF Énergies Renouvelables France et EIH Sarl, appartenant à Enbridge Inc, qui a remplacé Dong Energy en 2016, et à 30 % par la société Wpd offshore GmbH ;

– pour le parc de Courseulles-sur-Mer : à 85 % par la société EMF et à 15 % par Wpd offshore GmbH ;

– pour le parc de Saint-Nazaire : par EMF ;

– pour le parc de Dieppe – Le Tréport : à 29,5 % par Engie Green Holding (filiale d’Engie SA), à 29,5 % par EDP Renewable Europe (filiale de EDP Renewables) à 29,5 % par SRPT SAS (filiale de Sumitomo Corporation) et à 10 % par Eolien en Mer Participations (filiale de la Caisse des dépôts et consignations) ;

– pour le parc de l’Île d’Yeu et de Noirmoutier : à 29,5 % par Engie Green Holding, à 29,5 % par EDP Renewables Europe, à 29,5 % par SRPN SAS (filiale de Sumitomo Corporation) et à 10 % par Eolien en Mer Participations ;

– pour le parc de Saint-Brieuc : à 70 % par Iberdrola et à 30 % par Avel Vor (détenue à 75 % par RES et à 25 % par la Caisse des dépôts et consignations). Par son arrêt du 24 juillet dernier, le Conseil d’État a condamné l’État à indemniser à hauteur de 2,5 millions d’euros, plus les intérêts dus à compter du 27 décembre 2012, la société Nass et Wind, membre du consortium créé avec EDF Énergies Nouvelles et Dong Energy Power, classé premier par la CRE à l’issue de la procédure d’appel d’offres, et dont l’offre a été illégalement écartée par arrêté des ministres en charge de l’écologie et de l’énergie.

Pour l’appel d’offres du parc éolien au large de Dunkerque, les risques devant être portés par le lauréat ont été réduits grâce au dialogue concurrentiel. En outre, le coût du raccordement au réseau public est supporté par le gestionnaire de réseau lorsque le producteur ne choisit pas l’emplacement de la zone d’implantation du parc. Enfin, les autorisations administratives peuvent fixer des caractéristiques variables dans les limites desquelles le projet pourra évoluer postérieurement à la délivrance de l’autorisation pour permettre aux lauréats de prendre en compte les avancées technologiques éventuelles. « Outre la protection contre le risque de retard lié au raccordement du fait du gestionnaire de réseau, le cahier des charges ne contraint pas les choix technologiques et industriels du lauréat, lui assure une couverture contre le risque d’évolution des coûts de construction liés aux matières premières et des coûts d’exploitation à travers l’application d’une indexation du tarif de référence et lui assure une couverture du taux sans risque à travers le mécanisme de recalage du tarif de référence au moment du bouclage financier. Ces prescriptions du cahier des charges constituent un transfert de ces risques indépendants du lauréat (retard de la part du gestionnaire de réseau public de transport ou évolutions des conditions macro-économiques) vers le budget de l’État. » ([50]).

Le budget prévisionnel de ce parc éolien retient un tarif de 40 euros/MWh et 4 000 heures de fonctionnement par an, la fourchette basse de prix de l’appel d’offres étant de 60 euros/MWh et la fourchette haute 90 euros/MWh. Le lauréat de l’appel d’offres – EDF Renouvelables France associé à Innogy SE et Blauracke GmbH – s’est engagé sur un prix de 44 euros/MWh. Le prix était le critère principal de sélection des offres (70 % de la note).

Les EnR électriques à l’origine largement plus coûteuses que les énergies conventionnelles sont devenues beaucoup plus attractives économiquement. En effet, le développement de la filière et la recherche ont permis à de nouvelles technologies, dont le prix au MWh est proche de celui du nucléaire, de voir le jour. La recherche continue, l’évolution de la technologie est donc également à prendre en compte dans le calcul du coût prospectif.

d. L’hydraulique, première source d’électricité renouvelable

Avec une capacité installée de 25 545 MW, la filière hydraulique est la deuxième source d’électricité en France et la première parmi les sources d’électricité renouvelables. Non négligeable, l’hydraulique est une source d’énergie non polluante qui doit être développée, compte tenu des avantages qu’elle comporte. L’énergie hydraulique comporte un premier avantage : la gratuité de son énergie primaire. Elle est renouvelable tant que le cycle de l’eau sera pérenne. Par ailleurs, sa production n’entraîne aucune émission de gaz à effet de serre et ne génère pas de déchets toxiques. L’hydroélectricité, contrairement à l’éolien et au solaire, n’est pas soumise à un caractère intermittent. De plus, il est possible d’augmenter la puissance produite en ouvrant les vannes pour couvrir un épisode de pic de consommation. Cette énergie est basée sur des constructions importantes capables de produire des quantités élevées d’énergie. Les rendements d’une centrale sont donc importants. Enfin, puisqu’elle n’utilise aucun carburant de type fossile ou nucléaire, l’énergie hydraulique est une des énergies les plus sûres en termes de production. Aucun risque d’explosion n’existe au sein de ces centrales et le coût de la sécurité de ces centrales est nettement plus faible que celui d’une centrale nucléaire par exemple.

Les inconvénients de ce type d’énergie sont de plusieurs ordres.

Environnementaux, en premier lieu, puisque la construction d’un barrage hydroélectrique peut engendrer un bouleversement d’écosystèmes naturels. En effet les centrales hydroélectriques posent la question de la continuité écologique qui garantit le passage des poissons et des sédiments. Par ailleurs, la centrale hydraulique nécessite de construire des réseaux de lignes électriques à proximité de la production. Ces constructions peuvent avoir un impact paysager et sur le coût global de l’installation, intégrant les nouvelles routes à construire et les poteaux de soutien des fils électriques. Le sous-jacent de l’énergie hydraulique étant l’eau, une éventuelle sécheresse peut avoir des impacts fortement négatifs sur l’ensemble de la production. Ainsi, même si cette énergie est particulièrement maîtrisable, il n’en demeure pas moins que le risque de sécheresse est peu planifiable et que ce dernier peut engendrer un arrêt total de la production d’énergie et perturber de manière importante le réseau énergétique du pays.

Du point de vue socio-économique, l’installation de centrales hydroélectriques peut contraindre certaines populations vivant de l’agriculture à migrer vers un autre lieu. En effet, le débit de l’eau étant contrôlé en amont par le barrage, les surfaces agricoles en aval sont alors moins abondées par le fleuve. L’installation d’une centrale hydroélectrique peut aussi nécessiter la réquisition de surfaces agricoles. Enfin, la France a atteint ses limites de développement de nouveaux barrages hydroélectriques. Le seul développement possible dans la filière serait la modernisation et l’optimisation énergétique des infrastructures existantes.

Dans son panorama de l’électricité renouvelable au 30 juin 2019, RTE souligne que les projets lauréats de la seconde session de l’appel d’offres portant sur la réalisation d’installations hydroélectriques de puissances comprises entre 1 et 4,5 MW, implantées sur de nouveaux sites ou sur des seuils existants représentent une puissance de 36,6 MW (25,8 MW sur nouveaux sites et 10,9 MW sur seuils existants) pour un prix moyen des projets retenus de 87,1 €/MWh.

D. La transparence perfectible des financements publics

S’agissant de faire le point sur le financement public de la transition énergétique en France et plus spécifiquement, de recenser les ressources prélevées et les affectations budgétaires ou extrabudgétaires réalisées au nom de cette politique, les auditions de la commission d’enquête ont montré un panorama complexe.

Certains prélèvements, impôts ou taxes, sont conçus comme des instruments de la politique de transition énergétique, mais le produit de ces prélèvements n’est pas nécessairement affecté à cette finalité. Réciproquement, certaines dépenses liées à la transition énergétique sont financées par des ressources qui y sont étrangères. Parfois, ce sont des dépenses fiscales (des crédits ou des réductions d’impôts) qui permettent de piloter la transition énergétique. En outre, les outils de la politique de transition énergétique sont parfois difficiles à circonscrire : les budgets de l’ADEME et du ministère de l’écologie concourent à cette politique, mais il est délicat de définir dans quelle proportion précise.

Enfin, la nature des financements publics est marquée par une grande diversité : des subventions d’exploitation (les tarifs d’achat et les compléments de rémunération), des facilités de prêt (éco-prêt à taux zéro), des dépenses fiscales (le crédit d’impôt pour la transition énergétique), des mécanismes fiscaux (taux réduits de TVA ou de TICPE), des lignes du budget général (comme le budget de l’ADEME ou du ministère de la transition écologique et solidaire) et des subventions d’investissement (le programme des investissements d’avenir).

Il convient de rappeler, en premier lieu, que le financement public de la transition énergétique s’inscrit dans un cadre européen. Les soutiens budgétaires ou extrabudgétaires aux énergies renouvelables s’inscrivent dans des lignes directrices précises, qui permettent, dans certaines conditions, de déroger à l’interdiction des aides d’État. En termes de fiscalité, le cadre communautaire est également assez rigide. Comme l’ont rappelé les représentants de la direction de la législation fiscale, « la fiscalité énergétique, notamment celle qui touche la consommation d’électricité, est harmonisée au niveau européen. Les deux impôts indirects les plus importants, y compris en termes de rendement, sont donc encadrés par des directives du Conseil européen. Ce sont, d’une part, le système commun de la taxe sur la valeur ajoutée (TVA) et, d’autre part, le régime général d’accise, qui définit un cadre commun pour les tabacs, les alcools, les produits énergétiques et l’électricité (…) Le pouvoir de taux des États membres est limité, et ce de plusieurs manières : pour le nombre de tarifs différents, mais aussi pour les activités et les produits éligibles au tarif réduit. Des minimums de taxation sont également prévus. Ces différentes limitations valent pour la TVA et le régime général d’accise, notamment pour la taxation de l’énergie, produits pétroliers et électricité ».

C’est d’ailleurs la mise en conformité avec le droit de l’Union européenne qui a conduit à d’importantes réformes fiscales et budgétaires : la suppression de la CSPE et la mise en place du compte d’affectation spéciale (CAS) « Transition énergétique » (voir ci-après).

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

Les travaux de la commission d’enquête ont permis d’aboutir à un constat, partagé par de multiples acteurs auditionnés et par plusieurs députés membres : la complexité des différents financements de la transition énergétique se double d’un manque flagrant de lisibilité des documents budgétaires permettant de retracer l’effort financier réalisé par les pouvoirs publics en matière de transition énergétique.

Ce constat est d’autant plus préoccupant que la lisibilité des politiques menées est un facteur fort d’acceptabilité, en des matières aussi fortement imposées que la matière énergétique.

Ainsi, avant le vote de la loi de finances initiale pour 2019, il existait trois « jaunes » budgétaires (documents annexés au projet de loi de finance pour refléter une politique interministérielle) et un document de politique transversale pour désigner les financements du secteur énergétique.

En outre, les ressources affectées à la transition énergétique sont aujourd’hui retracées dans un compte d’affectation spéciale (le CAS « TE », précité) mais aussi dans une ligne du budget général, le programme 345 de la mission Écologie, développement et mobilité durables.

Source : Comité de gestion des charges de service public de l’électricité, exercice 2018

De façon plus problématique, ces documents budgétaires ne reflètent pas, de façon suffisamment sincère, les crédits qui seront effectivement dépensés dans l’année, tandis qu’une partie non négligeable des crédits qui sont dépensés chaque année résultent du paiement d’engagements passés, sans qu’il soit aisément possible d’identifier ce qui relève d’engagements budgétaires nouveaux.

La Cour des comptes, dans sa note d’exécution budgétaire (NEB) 2018 de la mission Écologie, développement et mobilité durables, indique ainsi que, comme « [elle] l’avait déjà précédemment observé dans la NEB 2017, et comme pour le CAS Transition énergétique, les modalités de budgétisation et de gestion du programme 345 continuent de respecter imparfaitement les principes d’annualité et de sincérité budgétaire. La gestion des restes à payer d’une année sur l’autre, induite par le calendrier de paiement défini dans le code de l’énergie, donne lieu à des reports de charges significatifs ».

Dans sa note d’exécution budgétaire 2018 du CAS « TE », la Cour rappelle que « malgré les recommandations des NEB 2016 et 2017, cet exercice n’a pas permis de rendre plus lisible la gestion du CAS. La mécanique de restes à payer d’une année sur l’autre, induite par le calendrier de paiement défini dans le code de l’énergie, obère significativement la lisibilité de dispositif. Par ailleurs, (…) il est très difficile de rattacher les charges effectivement payées sur l’exercice budgétaire aux compensations dues aux opérateurs ». En outre, la méthode de budgétisation des compensations de charges de service public diffère entre le CAS « TE » et le programme 345, notamment dans la prise en compte de l’écart des charges prévisionnelles, évaluées par la CRE, et des charges constatées, ce qui renforce encore la confusion sur les montants effectivement en jeu.

Enfin, dans le même document, la Cour estime que le CAS « TE » devrait augmenter sa contribution aux producteurs d’électricité renouvelable d’environ 35 % entre 2019 et 2022, en fonction des cours de l’électricité, et que l’essentiel de cette hausse reflète des engagements contractuels passés, pris entre l’État et les producteurs dans les années précédentes, ce qui signifie que cette hausse des dépenses n’est pas maîtrisable.

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

Lors des débats intervenus pendant l’examen du projet de loi de finances pour 2019, l’objectif d’une meilleure lisibilité des documents budgétaires a été endossé par le Gouvernement. Dès le projet de loi de finances pour 2020, le Parlement devait disposer d’une revue complète des dépenses afférentes à la transition énergétique, avec un volet spécifiquement prévu pour évaluer les impacts de la fiscalité écologique vis-à-vis des ménages et des entreprises.

Un unique « jaune » budgétaire devait donc être présenté pour le projet de loi de finances pour 2020 contenant une ventilation correcte des ressources et des dépenses de la politique de transition énergétique. Tel a bien été le cas. Le rapport unique de 250 pages se substitue à trois rapports dont il reprend la méthodologie : le rapport relatif à l’effort financier consenti au titre de la protection de la nature et de l’environnement, le rapport sur le financement de la transition énergétique et le document de politique transversale de la lutte contre le changement climatique. La première partie du rapport réunit les données réparties entre les trois précédents rapports pour donner une vision consolidée des crédits budgétaires de l’État et de ses opérateurs en faveur de la transition écologique. La deuxième partie du rapport porte sur la fiscalité environnementale, dont les dépenses fiscales.

2. Les ressources de la transition énergétique

Parmi les ressources fiscales intervenant dans le champ de la transition énergétique, il convient de distinguer trois familles : la fiscalité énergétique au sens large, la fiscalité énergétique ayant pour objet la transition énergétique et la fiscalité non énergétique ayant un effet positif sur la transition énergétique.

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

Dans le droit européen harmonisé, il existe plusieurs impositions énergétiques, qui ont comme point commun d’avoir un effet sur la transition énergétique sans être conçues comme des instruments de cette politique. D’autres taxes énergétiques, comme la contribution tarifaire d’acheminement (CTA) ne seront pas davantage évoquées dans la mesure où elles n’ont pas d’impact économique sur la transition énergétique.

Les taxes intérieures de consommation (TIC) s’appliquent aux carburants et aux combustibles, et se décomposent en trois taxes distinctes :

– la taxe intérieure de consommation sur les produits énergétiques (TICPE) ;

– la taxe intérieure de consommation sur les houilles, lignites et cokes, mieux connue sur son appellation de taxe intérieure de consommation sur le charbon (TICC) ;

– la taxe intérieure de consommation sur le gaz naturel (TICGN).

Chacune de ces taxes s’applique à seize catégories de produits faisant l’objet d’un régime fiscal défini par le droit de l’Union européenne (par exemple, sont distingués le gazole routier et le gazole non routier). Les États membres peuvent taxer librement chaque catégorie de produits mais n’ont presque aucune marge de manœuvre pour taxer de façon différente les produits au sein de ces catégories. Or, au sein de ces catégories, il existe des produits énergétiques plus ou moins renouvelables : il est donc, en application des règles européennes, difficile de les taxer de façon distincte pour envoyer un signal prix aux consommateurs ou aux entreprises.

L’autre taxe majeure en matière énergétique, intervenant uniquement dans le secteur de l’électricité, est la taxe intérieure sur la consommation finale d’électricité (TICFE). Elle est l’héritage de la contribution au service public de l’électricité (CSPE), qui sera évoquée ultérieurement, mais elle est intégralement affectée au budget général, ce qui empêche d’y voir une imposition dont le produit serait affecté à des objectifs de transition énergétique. Elle ne l’est pas non plus dans sa conception, à la différence de la CSPE, créée pour compenser le soutien à l’électricité renouvelable.

Trois autres taxes complètent la TICFE, car elles ont la même assiette : la taxe départementale sur la consommation finale d’électricité (TDCFE) ; la taxe communale sur la consommation finale d’électricité (TCCFE) et la contribution au Fonds d’amortissement des charges d’électrification (FACÉ). Par facilité, ces différentes taxes sont souvent présentées sous l’appellation unique de TICFE. Les tarifications locales peuvent différer, sous la contrainte d’un plafond commun (environ 9 euros par mégawattheure – MWh) ; la TICFE nationale est fixée à 22,5 euros par MWh. En conséquence, selon les régions, la TICFE s’établit à une trentaine d’euros par MWh.

b. La fiscalité énergétique au service de la transition

Les taxes intérieures de consommation, plus précisément la TICPE et la TICC ont, depuis la loi de finances pour 2014, une « composante carbone ». L’augmentation tendancielle de cette composante carbone permet de faire face aux engagements budgétaires de plus en plus importants de l’État en matière de soutien aux énergies renouvelables, plus précisément l’électricité et le biogaz.

En effet, une fraction du produit de la TICPE finance à titre principal le CAS « TE » et en fait donc un instrument direct de financement de la transition énergétique, tandis que la TICC le finance de façon plus marginale. Le montant global de la TICPE s’élevait en 2018 à 33,3 milliards d’euros. Si la part de la TICPE revenue au budget général est de 13,7 milliards d’euros, 6,6 milliards d’euros ont ainsi été affectés au CAS « TE ». Enfin, 12 milliards d’euros ont été versés aux collectivités territoriales et 1 milliard d’euros à l’Agence de financement des infrastructures de transport de France (AFITF).

La TICPE est ici venue se substituer à la TICFE, ex-CSPE, qui ne pouvait plus financer le CAS « TE » en raison de fragilités juridiques manifestes portant sur la part relative aux objectifs généraux de financement. L’encadré ci-dessous récapitule le fonctionnement de la CSPE, les raisons qui ont poussé à son abandon et son remplacement par la TICFE, qui abonde donc uniquement le budget général.

De la CSPE à la TICFE

Avant l’entrée en vigueur de la loi de finances rectificative du 29 décembre 2015 de finances rectificative pour 2015, les principaux dispositifs de soutien aux énergies renouvelables (électricité et biogaz), à savoir les tarifs d’achat et les compléments de rémunération, étaient financés de façon extrabudgétaire, par la contribution au service public de l’électricité (CSPE).

La CSPE était prévue par le code de l’énergie, et son mécanisme, très proche de celui d’une taxe – fait générateur, exigibilité, désignation des redevables – faisait l’objet d’un décret en Conseil d’État. Il s’agissait de compenser les charges de service public (le soutien aux énergies renouvelables) supportées par des opérateurs privés. Or, en dehors de l’assiette de la CSPE (le mégawattheure), la CSPE n’avait rien de commun avec les exigences posées au niveau européen par la directive « Énergie ». En outre, si une partie de la CSPE finançait effectivement le soutien aux énergies renouvelables, une autre fraction a été affectée au soutien de la solidarité territoriale et aux zones non interconnectées (comme les îles), ce qui a également été mis en cause par l’arrêt de la Cour de justice de l’Union européenne du 2 juillet 2018.

Depuis sa mise en place, la CSPE augmentait automatiquement tous les ans de 3 euros, et ce pour une seule et simple raison, exposée par les représentants de la direction générale du budget, auditionnés par la commission d’enquête : l’arrêté proposé par la CRE pour augmenter les prix en fonction de l’évolution réelle des charges de service public à compenser n’était jamais signé par le ministre, car le tarif proposé était trop important. Le tarif augmentait donc mécaniquement ; l’écart entre le montant des charges à financer et le montant des recettes perçues a alimenté une dette importante de l’État en direction du principal obligé du dispositif, EDF. Les autres opérateurs ont été intégralement compensés.

Dans la loi de finances rectificative pour 2015, précitée, le Gouvernement a donc décidé de transformer la CSPE en une accise conforme au droit communautaire. Elle a été renommée TICFE (sauf sur les factures d’électricité, où elle figure encore sous son ancienne appellation). La mécanique de la taxe a été intégralement harmonisée et mise en conformité, et le tarif a été augmenté une dernière fois de 3 euros. Aujourd’hui, la TICFE est demeurée à un montant inchangé de 22,5 euros.

Dans la même loi de finances rectificative, entrée en vigueur en 2016, un compte d’affectation spéciale, le CAS « TE », a été créé afin de retracer, avec les limites déjà évoquées, les projections de dépenses de soutien pour l’année en cours. Le financement du CAS « TE » est principalement effectué par la TICPE, tandis que la TIFCE est affectée au budget général.

La TICPE est aussi, indépendamment de son affectation, directement chargée de soutenir la transition énergétique : un taux réduit de TICPE est ainsi applicable aux biocarburants.

Enfin, dans ce secteur, la loi de finances pour 2019 a créé un outil de politique fiscale énergétique original en faveur de la transition énergétique : la taxe incitative relative à l’incorporation des biocarburants (TIRIB), qui se substitue à la taxe générale sur les activités polluantes (TGAP). La TIRIB est uniquement applicable à trois catégories fiscales de produits : le gazole routier, le gazole non routier et l’essence. Cette taxe encourage l’incorporation et la distribution de biocarburants : elle ne s’applique qu’aux opérateurs qui proposent la consommation de biocarburants en proportion inférieure à l’objectif d’incorporation fixé réglementairement dans chacune des filières.

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

Il est principalement question ici de la TVA, dont le taux a été modulé pour encourager la transition énergétique. Ainsi, tous les travaux d’économie d’énergie éligibles au crédit d’impôt pour la transition énergétique, ainsi que les travaux indissociables de ceux-ci, bénéficient d’un taux réduit de TVA à 5,5 %. Il s’agit notamment des travaux d’isolation thermique, d’installation d’une chaudière à condensation ou encore d’une pompe à chaleur.

Peut également être rangée dans cette catégorie la mise en place du malus automobile, qui est une taxe applicable sur certains véhicules en fonction de leur émission de dioxyde de carbone au kilomètre. La loi de finances initiale pour 2019 a abaissé le seuil d’application du malus (117 grammes de CO2 par kilomètre) et a échelonné le barème de la taxe de 35 à 10 500 euros. La contrepartie du malus, le bonus écologique, s’apparente à une subvention publique et n’est donc pas un outil fiscal.

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

Selon la direction du budget, auditionnée par la commission d’enquête, il convient de constater la très forte hausse des dépenses en faveur des énergies renouvelables au cours de ces dernières années. De 1,5 milliard d’euros en 2011, elles sont passées à 5,4 milliards d’euros en 2019 et devraient atteindre environ 7 milliards d’euros en 2022.

En outre, le Gouvernement a présenté son projet d’engagement de la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) pour les cinq prochaines années. Selon le directeur général de la DGEC, le soutien public à de nouveaux projets est chiffré à 30 milliards d’euros sur toute la durée de la PPE, dans les secteurs de l’électricité et du biogaz. Les projets déjà engagés représentent quant à eux 95 milliards d’euros de crédits budgétaires, dont une partie doit encore être financée.

a. Le compte d’affectation spéciale « Transition énergétique »

Le CAS « TE » a pour objet de financer les charges de service public de l’énergie, qui constituent le principal levier budgétaire pour promouvoir la transition énergétique. Ce compte, principalement financé par une fraction de TICPE, prend en charge deux types de dépenses :

– les compensations de charges de service public proprement dites, à hauteur des trois quarts du CAS en 2018 (programme 764) ;

– le remboursement à l’opérateur historique du déficit de compensation de ses charges de service public de l’électricité cumulé au 31 décembre 2015, pour le dernier quart, devant s’achever en 2020 (programme 765).

Le programme 764 regroupe et finance les charges de soutien à l’électricité renouvelable et au biogaz. Le soutien financé par cet intermédiaire comprend essentiellement la compensation des tarifs d’achat imposés aux opérateurs ainsi que le financement des compléments de rémunération des producteurs d’énergie renouvelable.

Dispositifs de soutien aux énergies renouvelables électriques

Les dispositifs de soutien ont pour objectif de permettre aux producteurs d’électricité à partir d’énergie renouvelable de couvrir les coûts de leur installation tout en assurant une rentabilité normale du projet. Ils peuvent prendre deux formes : l’obligation d’achat ou le complément de rémunération. L’obligation d’achat, prévue aux articles L. 314-1 à L. 314-13 du code de l’énergie, impose à un acheteur obligé d’acheter, à un tarif d’achat fixé à l’avance, tout kilowattheure injecté sur le réseau public. Dans le cadre du complément de rémunération (articles L.314-18 à L.314-27 du code de l’énergie), les producteurs d’électricité à partir d’énergie renouvelable commercialisent directement leur électricité sur les marchés et une prime vient compenser l’écart entre les revenus tirés de cette vente et un revenu marché de référence.

La loi n° 2016-1918 du 29 décembre 2016 de finances rectificative pour 2016 permet aussi la compensation des coûts directement induits par la conclusion et la gestion des contrats d’obligation d’achat et de complément de rémunération (48,9 M€ au titre de l’année 2018). Cela concerne notamment le coût d’intermédiaires qui assurent la vente de l’électricité sur les marchés pour les producteurs, facturent leur intervention à ces producteurs tout en leur reversant la rémunération obtenue sur le marché.

Les soutiens sont attribués soit en « guichet ouvert » pour toutes les installations éligibles soit à l’issue d’un appel d’offres, pour les seuls lauréats. Le mécanisme de l’appel d’offres est réservé soit à des filières spécifiques (risque de conflits d’usage, rareté des zones propices, asymétrie sur les coûts ou enjeu de démonstration technologique ou de développement industriel), soit aux installations de grande envergure.

Source : Cour des comptes

Le programme 765 a pour objet principal le regroupement des dettes qui découlent de l’insuffisance de compensation des charges passées par la CSPE, dont le niveau était insuffisamment élevé pour faire face aux engagements de l’État. EDF est le principal bénéficiaire de ce remboursement de dettes, qui s’élève à 1,6 milliard d’euros en 2018, 1,8 milliard en 2019 et le reste à payer de 896 millions d’euros en 2020.

b. Les aides financières aux particuliers et aux entreprises

Deux dispositifs principaux peuvent être mentionnés.

Le bonus écologique est versé aux personnes physiques ou morales qui acquièrent (par acte d’achat ou de location de longue durée) un véhicule neuf peu polluant. Le seuil d’émission de CO2 applicable pour déclencher le bonus a été successivement réduit, ce qui conduit désormais à en réserver le bénéfice aux acquéreurs de véhicules électriques ou fonctionnant à l’hydrogène.

En complément du bonus, la prime à la conversion est une subvention offerte aux particuliers qui détruisent leur véhicule au bénéfice de l’achat d’un véhicule, neuf ou d’occasion, respectant des critères écologiques (électrique ou hybride, certifié Crit’Air).

c. Le budget général

Le budget général concourt directement et indirectement au financement de la transition énergétique. Certaines lignes budgétaires, notamment le programme 345, précité, ou la prime à la conversion et le bonus écologique, sont des sources directes de financement portées par le budget général.

Il est toutefois important de relever l’intervention de plusieurs ministères et opérateurs, tels que l’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie (ADEME), les ministères du logement et de la transition écologique et solidaire, ainsi que l’Agence nationale de l’habitat (Anah), au titre des aides à l’efficacité énergétique. Si toutes leurs actions ne concourent pas à la transition énergétique, beaucoup y contribuent directement ou de façon diffuse, en objectif secondaire par exemple. Les budgets de ces institutions publiques sont donc, sans aucun doute, des sources de financement de la transition énergétique.

d. Le fonds chaleur

Le fonds chaleur, géré par l’ADEME depuis 2009, concourt au développement de la production renouvelable de chaleur (biomasse, solaire thermique et géothermie), selon deux modalités : le financement d’aides à la réalisation de projets (réseaux de chaleur, chaufferie au bois, etc.), notamment en apportant des outils de formation, de communication ou d’ingénierie juridique ; la délivrance de prestations de conseils. Les collectivités territoriales en sont les principales destinataires.

Sur la période 2009-2016, le fonds chaleur a été doté de 1,6 milliard d’euros pour soutenir près de 4 000 projets de déploiements de sources de chaleur renouvelable. Cela représente une consommation de crédits de 214 millions par an, gérée par l’ADEME. La dotation du fonds chaleur doit être augmentée de 50 % en 2019, ce qui conduira à des financements à hauteur de 300 millions d’euros par an.

e. Le cas des CEE

Le cas des certificats d’économie d’énergie est délicat. Obligation réglementaire ad hoc ayant des impacts économiques et financiers, et ayant des conséquences en matière fiscale (ils sont assujettis à la TVA), ils ne sont ni une imposition de toute nature, au sens de l’article 34 de la Constitution, ni une redevance pour service rendu.

Les CEE sont davantage à percevoir comme une prestation de service entre deux opérateurs privés, ce qui empêche d’y voir un financement public de la transition énergétique (cf. infra).

f. Le chèque énergie

Le chèque énergie a été institué par la loi du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte en remplacement des tarifs sociaux de l’électricité et du gaz pour les ménages aux revenus modestes, sur la base du revenu fiscal de référence, critère déjà retenu pour l’attribution de bourses, de chèques vacances, d’aide à la cantine et à la crèche, etc.

Depuis le 1er janvier 2019, le revenu fiscal de référence annuel par unité de consommation doit être inférieur à 10 700 euros. Il s’applique depuis le 1er janvier 2018 et prend la forme d’un chèque annuel, dont le montant varie en fonction du revenu pour payer les factures d’électricité, de gaz ou d’autres sources d’énergie de chauffage. Le montant du chèque est indépendant de l’énergie de chauffage utilisée. Le montant du chèque énergie est compris entre 48 et 227 euros. Il ressortait d’une étude conjointe de l’Observatoire de la précarité énergétique et du Centre scientifique et technique du bâtiment de 2016 que plus de 70 % des personnes en situation de précarité énergétique pour le chauffage se retrouvent parmi les 20 % de ménages dont les revenus fiscaux sont les plus faibles. Dans son rapport sur les crédits de l’énergie pour 2020, M. Julien Aubert, rapporteur spécial, indique qu’en 2020, le nombre des ménages bénéficiant du chèque énergie est estimé à 5,8 millions, la dépense devant s’élever à 822,13 millions d’euros.

4. D’autres modalités d’intervention pour la transition énergétique

a. Une dépense fiscale : le crédit d’impôt pour la transition énergétique

Le CITE a succédé, en 2014, au crédit d’impôt en faveur du développement durable (CIDD). Il vise à accélérer et à amplifier les travaux de rénovation énergétique des bâtiments : c’est un crédit d’impôt sur le revenu au titre des dépenses effectivement supportées pour l’amélioration de la qualité environnementale et pour la rénovation énergétique du logement des particuliers. Le logement accueillant les équipements doit être achevé depuis plus de deux ans à la date du début des travaux.

Le montant des dépenses ouvrant droit au CITE est plafonné à hauteur de 8 000 euros pour une personne physique, sur une durée de cinq ans. Comme pour beaucoup de crédits d’impôt, son montant est doublé pour un ménage marié ou pacsé.

La liste des équipements éligibles et les conditions associées à l’avantage fiscal sont régulièrement resserrées en loi de finances, dans l’optique de centrer le dispositif sur les matériaux et équipements présentant effectivement un bon rapport coût-bénéfice environnemental. Ainsi, les chaudières à fioul, les fenêtres ou encore les volets isolants ont été exclus du dispositif. Tandis que les premières ont été écartées car recourant à une énergie fossile, c’est essentiellement l’efficience de la dépense fiscale qui a motivé l’exclusion des fenêtres et des volets isolants.

b. Des facilités de prêt

Tandis que Bpifrance ou la Caisse des dépôts et consignations fournissent des conditions préférentielles de financements des entreprises (en taux, en accessibilité ou en garantie) lorsque des critères de développement durable sont présents, les particuliers ont essentiellement recours à l’éco-prêt à taux zéro (éco-PTZ). Comme son nom l’indique, il s’agit d’un prêt gratuit qui sert à financer l’amélioration de la qualité énergétique de son domicile. Il s’agit, notamment, de financer l’isolation du domicile, l’installation d’un chauffage ou d’une production d’eau chaude utilisant les énergies renouvelables.

Le prêt est plafonné à 30 000 euros, pour des bouquets de plusieurs travaux, avec une durée de remboursement désormais fixée à 15 ans. Ce sont les établissements bancaires partenaires de l’État qui accordent le prêt (parmi lesquels figurent les principales banques), avec les conditions de solvabilité habituelles. Pour compenser l’absence d’intérêts des éco-PTZ qu’ils distribuent, les établissements bancaires bénéficient d’un crédit d’impôt imputable à hauteur d’un cinquième de son montant sur l’impôt sur les bénéfices au titre de l’année au cours de laquelle les avances remboursables ont été versées et par fraction égale sur l’impôt dû au titre des quatre années suivantes.

c. Des investissements d’avenir

Le programme d’investissements d’avenir (PIA), issu des préconisations du rapport « Juppé-Rocard » de novembre 2009, est une démarche d’investissement originale qui a pour ambition de préparer la France aux défis de demain, en finançant des projets particulièrement innovants, structurants et créateurs de richesse sur le long terme. L’originalité du PIA tient également au caractère collaboratif de ces projets, qui associent souvent grandes entreprises, laboratoires de recherche et petites et moyennes entreprises technologiques.

35 milliards d’euros ont été déployés à partir de 2010 dans le cadre du premier PIA, au bénéfice de l’enseignement supérieur, de la recherche, de la valorisation et de l’innovation dans les secteurs stratégiques de l’économie française, notamment la transition énergétique. 12 milliards d’euros ont renforcé cette dynamique à partir de 2014 dans le cadre du PIA 2. Le PIA 3 a été doté de 10 milliards d’euros en 2018 ; il est désormais une composante du Grand plan d’investissement (GPI) dont les axes d’intervention sont similaires : accélérer la transition écologique, édifier une société de compétences, ancrer la compétitivité sur l’innovation et construire l’État de l’âge numérique.

Une mission d’évaluation et de contrôle de l’Assemblée nationale, menée par les co-rapporteures Eva Sas et Sophie Rohfritsch, avait en 2016 fait le point sur le financement de la transition écologique par le PIA. Leur rapport rappelle que le PIA 1 flèche 5,1 milliards d’euros vers la priorité nationale « développement durable », tandis que le PIA 2 y concourt à hauteur de 2 milliards d’euros. L’encadré ci-dessous montre la grande diversité des actions soutenues.

Un exemple de soutien de long terme : la transition écologique dans le PIA 2

« Dans le cadre du PIA 2, tous les programmes finançant la transition écologique créés par la loi de finances pour 2014 ont été rattachés à la mission Écologie, développement et aménagements durables.

Le programme 403 Innovation pour la transition écologique et énergétique comprend deux actions, mises en œuvre par l’ADEME, inscrites dans la continuité du premier PIA : 800 millions d’euros supplémentaires en matière de démonstration de la transition écologique et énergétique et 300 millions d’euros pour les Transports de demain.

Dans la continuité des prêts verts financés par le PIA, une action Usine sobre : prêts verts, est dotée de 410 millions d’euros, confiés à Bpifrance, dont le financement est éclaté entre le compte de concours financier pour prêts aux PME et un programme 404 Projets industriels pour la transition énergétique. Sur ce même programme, 400 millions d’euros sont consacrés à une action Projets industriels d’avenir pour la transition énergétique, mise en œuvre par Bpifrance, qui constitue le volet environnemental du financement par le PIA des nouvelles priorités de la politique industrielle.

Enfin, le programme 414 Ville et territoires durables complète à hauteur de 150 millions d’euros les financements du PIA 1 en matière d’urbanisme durable : 75 millions d’euros sont confiés à nouveau à la Caisse des dépôts et consignations pour financer des Projets territoriaux intégrés pour la transition énergétique ; l’Agence nationale pour la rénovation urbaine (ANRU) se voit attribuer 85 millions d’euros au titre du premier axe, dédié à l’excellence environnementale, pour l’action Ville durable et solidaire visant des quartiers prioritaires de la politique de la Ville (…). »

Source : Rapport n° 3867 en conclusion des travaux de la Mission d’évaluation et de contrôle (MEC) sur les programmes d’investissements d’avenir (PIA) finançant la transition écologique, juin 2016.

Toutefois, l’intervention du PIA 3 et l’exécution des crédits a pu donner lieu, dans le temps, à des réaffectations budgétaires, l’abandon de certaines actions ou, au contraire, le renforcement de certaines. Selon le reporting retraçant l’évolution des engagements financiers au titre des PIA, en date du dernier trimestre de 2018, les actions contribuant au développement durable représentent désormais une enveloppe cumulée de 7 milliards d’euros, dont 4,9 milliards d’euros engagés, occasionnant 10,8 milliards d’euros de cofinancements.

Il faut toutefois noter que ces sommes, pour importantes qu’elles soient, ne sont pas toujours nouvelles : le rapport précité relève un effet de substitution des crédits budgétaires de l’ADEME venant en soutien à la recherche : les montants annuels sont passés de près de 70 à 32,5 millions d’euros entre 2010 et 2016.

E. Les financements privÉs : l’Évolution des modèles économiques

La commission d’enquête, par les auditions qu’elle a menées, s’est penchée sur le versant privé de l’investissement dans le secteur des énergies renouvelables. Votre Rapporteure a ainsi constaté qu’une mutation économique était à l’œuvre depuis plusieurs années dans le secteur de l’énergie, les logiques commerciales étant infléchies par les mécanismes de soutien public.

1. Bien qu’encore 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

Chiffrer l’investissement privé dans les énergies renouvelables avec précision demeure complexe du fait de la difficulté d’accéder à certaines données, qui revêtent un caractère commercial stratégique pour les industriels. L’étude annuelle réalisée par l’Institute for climate economics (I4CE), laboratoire d’idées fondé par la Caisse des Dépôts et Consignations et l’Agence française pour le développement, constitue néanmoins un travail de référence qui permet d’évaluer ces flux financiers. L’Institut produit en effet ses études à l’aide de chiffres officiels fournis par les ministères des finances et de la transition écologique et solidaire.

Ainsi, l’édition 2018 du panorama des financements climat d’I4CE chiffre à 4 milliards d’euros les investissements dans l’électricité renouvelable en France pour 2017. Ce chiffre comprend notamment le développement de parcs solaires ou éoliens. La tendance est à la hausse depuis l’année 2013, pendant laquelle 2,3 milliards d’euros avaient été investis, le niveau actuel rejoignant celui de 2011.

Dans le secteur de l’électricité renouvelable, les investissements privés interviennent principalement via des sociétés de projets dépendant d’entreprises-mères. Les dépenses d’investissement (matériel, construction…) sont alors financées par prêt bancaire et fonds propres, dans des proportions variables selon les projets. Comme le rappelait Pierre Mongin, directeur général adjoint d’Engie, lors de son audition, ces investissements obéissent à un calcul coût-bénéfice : « Nous avons, comme dans tous les grands groupes industriels français, des règles d’analyse des risques et de la rentabilité estimée, pour chaque projet, afin de décider du bien-fondé ou non d’investir l’argent du groupe et de nos actionnaires. La règle générale est de ne nous engager dans aucun projet qui ne couvre pas, sur son cycle de vie, l’ensemble du coût du capital du groupe, auquel est ajoutée une marge de sécurité correspondant au résultat attendu, brut, pour l’entreprise. » ([51]).

I4CE, tout comme la Cour des comptes, relève l’implication croissante des banques publiques d’investissement telles que Bpifrance et la Banque européenne d’investissement, qui prennent de plus en plus de participations au capital des projets. Ces investisseurs institutionnels ont ainsi mobilisé 1,8 milliard d’euros pour des projets de production d’électricité renouvelable en 2017. La Cour des comptes préconise toutefois que ces acteurs interviennent en priorité sur les filières encore peu matures, afin de ne pas se substituer aux investisseurs privés quand des technologies sont d’ores et déjà compétitives.

Le rapport d’I4CE estime qu’en dépit de ces sommes investies, subsiste un important déficit de financement des énergies renouvelables pour parvenir à l’atteinte des objectifs de la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE), qui détermine les capacités de production à construire sur dix ans pour chaque source d’énergie. Ce déficit est estimé entre 1,1 et 2,3 milliards d’euros pour la période 2016-2020. En effet, la France s’est fixée pour objectif d’atteindre 40 % d’électricité d’origine renouvelable en 2030. La consommation d’électricité couverte par la production à base d’énergie renouvelable atteignait 22,7 % en 2018, selon le site internet de RTE.

Notons que si l’étape d’investissement relève principalement de décisions économiques arrêtées par des entreprises privées mobilisant leurs fonds ou sollicitant des prêts, elle repose intimement sur les mécanismes de soutien publics en aval du projet, décrits précédemment (tarif de rachat, complément de rémunération). Les appels d’offres structurent également en amont le positionnement des acteurs privés sur le marché des énergies renouvelables.

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

Une des questions ayant guidé la commission d’enquête est, par conséquent, celle de l’indépendance, à terme, des filières de production d’électricité renouvelable vis-à-vis des financements publics.

L’indépendance financière des filières de production d’électricité renouvelable n’est pas considérée de la même manière selon les acteurs.

En effet, pour la CRE, sans atténuation du risque-prix par les tarifs de rachat garantis ou les compléments de rémunération, peu d’acteurs, à l’exception peut-être des plus grands (EDF, Engie, Total…), seraient capables de proposer des offres rentables ou de convaincre des partenaires financiers d’investir à leurs côtés.

A contrario, certains acteurs du secteur privé affirment privilégier l’investissement dans des filières qui, à terme, pourront être rentables sans soutien public et considèrent ainsi, à l’image du représentant de Total, qu’ils continueraient de développer les énergies renouvelables même si les subventions disparaissaient ([52]). Cette indépendance financière est néanmoins difficile à anticiper, même si une baisse des prix issus des appels d’offres est constatée, les rapprochant des prix de marché. La convergence entre prix de marché et coûts des énergies renouvelables est naturellement le premier axe de réduction de la dépendance d’une technologie aux subventions. Le second, moins évident, est la capacité du producteur à pouvoir contracter avec un acheteur pendant une durée longue le rachat de toute sa production d’électricité.

Concernant le premier axe, les représentants d’Engie estiment que « dès la prochaine période de la programmation pluriannuelle de l’énergie, de 2019 à 2023, une partie des énergies renouvelables n’engendrera plus d’impact sur les finances publiques et sera même contributrice au budget de l’État. Le coût total de production est en effet aujourd’hui proche des prix de marché de gros de l’électricité pour le photovoltaïque et l’éolien terrestre et maritime ; ainsi, le mécanisme de soutien passera rapidement du mode subventionné à un mode contributeur, grâce à la mise en place en 2016 du fameux système du contrat pour différence, appelé en France " complément de rémunération " » ([53]). D’autres acteurs auditionnés, tels que Jean-Marc Jancovici, ont néanmoins exprimé des réserves sur ces prévisions.

Des producteurs d’énergies renouvelables de taille intermédiaire comme Valorem, estiment pour leur part que la sortie des mécanismes de soutien fragiliserait sans conteste leur activité. Jean-Yves Grandidier, son président, considère en effet le tarif de rachat essentiel au financement de ses activités car « comme le secteur nucléaire, nous avons besoin de visibilité, car [elles] demandent d’importants investissements capitalistiques. Nous avons besoin d’une stabilité de nos revenus pendant la durée d’amortissement de nos installations, c’est-à-dire vingt ou vingt-cinq ans. Il est essentiel que nous puissions sécuriser nos revenus afin que les banques nous accordent des prêts dans de bonnes conditions ». ([54])

Le système de marché introduit avec la libéralisation serait intervenu dans un contexte d’installations de productions déjà amorties, requérant peu d’investissements de long terme. Les énergies renouvelables en développement, ou la filière nucléaire planifiant la prolongation, le démantèlement et le renouvellement de son parc, éprouveraient par conséquent des difficultés à couvrir leurs besoins capitalistiques importants via le prix de marché. D’autant que ce dernier est, en moyenne annuelle, tiré à la baisse par un « effet d’ordre de mérite » induit par l’augmentation des capacités solaires et éoliennes.

La valeur de l’aide publique accordée au MWh est décroissante en raison des gains de productivité des technologies, mais la stabilité du prix demeure l’élément central d’un modèle économique marqué par des coûts fixes importants.

Le second volet, contractuel, de l’indépendance financière des énergies électriques renouvelables a, pour sa part, connu des progrès qui seront évoqués ultérieurement.

c. Le mécanisme des garanties d’origine

En application de l’article L. 314-14-1 du code de l’énergie, les installations produisant de l’énergie à partir de sources renouvelables d’une puissance installée de plus de 100 kilowatts et bénéficiant d’un contrat d’obligation d’achat sont tenues de s’inscrire sur un registre dédié enregistrant leur production sous la forme de garanties d’origine. Ces garanties sont mises aux enchères et leur produit affecté au CAS Transition énergétique. Dans son rapport sur la transition énergétique, M. Julien Aubert, rapporteur spécial, indique que la première mise aux enchères est intervenue le 18 septembre 2019, la société Powernext ayant assuré pour le compte de l’État la vente de 4,5 TWh de garanties d’origine pour un montant de 1,9 million d’euros, ces enchères ayant vocation à se reproduire tous les mois.

Lors de son audition par la commission d’enquête, M. Julien Chardon, président d’ilek, fournisseur d’électricité verte et de gaz bio issus de producteurs d’énergie indépendants d’origine française, s’il a considéré les certificats de garantie d’origine comme un outil technique permettant de comptabiliser précisément la quantité d’électricité d’origine renouvelable injectée dans le réseau, a regretté que pour près de 90 % des offres d’énergies vertes, un tiers du montant de la facture totale du fournisseur soit reversé à EDF au titre de l’ARENH et suggéré de ne plus permettre aux fournisseurs d’électricité de commercialiser des offres vertes avec une part d’énergie issue de l’ARENH ([55])

Pour sa part, lors de son audition par la commission d’enquête, Maître Anne Lapierre a estimé que le développement des contrats de gré à gré de fourniture d’électricité entre un grand client et un producteur local pourrait être freiné par le dispositif des garanties d’origine, tel qu’il fonctionne actuellement : « Pour démontrer qu’on achète et qu’on consomme de l’énergie verte, il faut présenter des garanties d’origine. Pour chaque MWh d’éolien ou de solaire produit, est émise une garantie d’origine. C’est un produit qui se « trade ». On enregistre toute la production verte dans le registre. On sait combien de KWh ou de MWh verts la France a produit. Cela sert aussi aux obligations de reporting de la France au regard de ses objectifs européens, pour savoir où en est notre pourcentage de production renouvelable dans le bouquet global par rapport aux engagements que nous avons souscrits. Cette garantie permet de déterminer si le KWh est vert ou gris. Dès qu’il est dans le tuyau, on ne peut connaître la source d’un électron. Un électron vert est rigoureusement identique à un électron carboné. Pour justifier du caractère vertueux de sa consommation, il faut être capable de démontrer qu’on est propriétaire des garanties d’origine en quantités correspondantes. Cela est contrôlé par un registre. La problématique, c’est que la subvention, donc le complément de rémunération, emporte automatiquement le transfert de la garantie d’origine à l’État. Donc la garantie d’origine devient attachée à la subvention et non au KWh. » ([56])

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

Les grands industriels historiques français interrogés par la commission d’enquête ont décrit l’adaptation de leurs activités traditionnelles au nouveau marché de l’électricité d’origine renouvelable, qui revêt pour chacun des enjeux différents.

a. La diversification pragmatique des activités des groupes historiques

EDF, Engie, ou encore Total sont aujourd’hui tous devenus des acteurs importants des énergies renouvelables en France. Ces dernières constituent un secteur d’activité en croissance, représentant une nouvelle opportunité commerciale pour ces entreprises. Le choix d’investir dans les énergies renouvelables est donc avant tout pragmatique, et guidé par des intérêts économiques. Ce marché représentait, selon l’ADEME, un chiffre d’affaires de 23,7 milliards d’euros en 2015, en progression de 7,9 % entre 2011 et 2014. Les filières les plus importantes en termes de chiffres d’affaires sont le solaire photovoltaïque (4,2 milliards), l’éolien terrestre (3,9 milliards) et l’hydraulique (3,5 milliards).

La diversification en œuvre s’est notamment manifestée par un désinvestissement généralisé du charbon. Total indique ainsi avoir mis fin à ses dernières activités charbonnières en 2015, quand Engie a également mené un plan de cession de ses actifs liés à cette activité ces dernières années. En France, la fermeture de nombreuses centrales au charbon a été initiée par l’augmentation des prix du carbone au niveau européen. Les quatre dernières centrales de ce type, opérées par EDF et Uniper devront fermer d’ici 2022, selon le calendrier fixé par la loi énergie-climat.

En outre, ces acteurs ont tous développé un portefeuille d’actifs de production d’électricité renouvelable significatif, à l’image d’Engie dont le mix électrique est à 70 % renouvelable (hydroélectricité comprise).

EDF, bien qu’opérateur historique du parc nucléaire qui représente toujours les trois-quarts de l’électricité consommée en France, nourrit de grandes ambitions en la matière à l’image de son « Plan solaire ». Il vise à construire 30 GW de puissance photovoltaïque en France d’ici 2030, afin de compter 30 % de parts de marché en 2035. Le groupe a également récemment remporté l’appel d’offres pour la construction du parc éolien offshore au large de Dunkerque, pour un tarif d’achat garanti inférieur à 50 euros/MWh.

Pour Total, cette diversification à l’œuvre a pu sembler paradoxale au vu du cœur du métier du groupe, qui repose sur les ressources fossiles. Le pétrole et le gaz représentent ainsi aujourd’hui 80 % à 90 % du chiffre d’affaires de l’entreprise. L’élargissement du modèle économique de Total semble néanmoins un enjeu d’image important, susceptible d’affecter durablement la pérennité commerciale du groupe. Ses dirigeants expliquent ainsi à la commission d’enquête : « Pourquoi développer des énergies renouvelables qui affecteront le chiffre d’affaires réalisé par le groupe dans son cœur de métier ? Nous avons dépassé ce dilemme. En effet, nous sommes convaincus que ce qui importe, dans la durée, est de satisfaire nos clients. Si nous ne développons pas les énergies répondant à leurs attentes, les activités du groupe finiront par décliner » ([57]).

L’« électrification » des activités de production d’acteurs comme Engie ou Total s’est accompagnée d’une intégration verticale de la chaîne de valeur énergétique, ces entreprises devenant également de plus en plus des fournisseurs d’électricité et de services aux clients finaux (particuliers, entreprises, collectivités). Cette tendance a été de pair avec la libéralisation progressive du marché de la fourniture d’énergie mise en place au niveau européen. Total vise ainsi une part de marché de fourniture d’électricité de 15 % à l’horizon 2024, correspondant à 6 millions de clients résidentiels.

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

Pour mettre en place ces stratégies de diversification, les industriels ont investi dans des projets d’innovation et l’acquisition d’acteurs de taille plus réduite (provoquant une croissance dite « externe » de l’entreprise acheteuse), en vue de disposer des compétences et technologies qui pourraient constituer un avantage comparatif important sur le marché énergétique de demain.

La croissance externe des acteurs traditionnels de l’énergie a d’abord concerné le segment de la production d’électricité renouvelable, permettant à ces entreprises d’étoffer leur portefeuille d’actifs de production. EDF a ainsi acquis le 1er avril 2019 l’entreprise Luxel, spécialisée dans les projets photovoltaïques. Saméole, groupe actif dans l’éolien terrestre, a, lui, été racheté par Engie en septembre 2018. À la même période, Total finalisait l’acquisition du groupe Direct Énergie, se renforçant à la fois sur le segment de la fourniture d’énergie et sur celui de la production (l’entreprise Quadran faisant partie de Direct Énergie depuis 2017). Des mouvements similaires existent aussi chez les acteurs de taille intermédiaire.

D’une certaine manière, les groupes privés financent aussi la transition énergétique en investissant dans des technologies prometteuses. La question du stockage est ainsi présente dans la stratégie de nombreux industriels. Les investissements en la matière peuvent, encore une fois, consister en des acquisitions externes à l’image du rachat en 2016 de l’entreprise de batteries Saft par Total. Ils peuvent aussi reposer sur des investissements en interne, comme en matière de Recherche & Développement. EDF a ainsi mis en œuvre un « Plan Stockage électrique » devant mobiliser 8 milliards d’euros sur la période 2018‑2035. 70 millions d’euros de dépenses en R&D seront débloqués dès 2020.

Les investissements privés dans l’électricité renouvelable et le stockage en France comportent également une dimension internationale. En matière de production, nombre d’acteurs étrangers développent des parcs électriques en France. Ils opèrent tantôt de manière indépendante, tantôt en consortium (parfois avec des acteurs français) pour les appels d’offres de taille importante. Votre commission d’enquête en a rencontré certains, comme le canadien Boralex, l’américain RES, ou l’allemand WPD Offshore. Des géants étrangers sont aussi présents en France, à l’image d’Iberdrola (Espagne), Orsted (Danemark) ou Vattenfall (Suède).

La réciproque est également vraie, avec des groupes français partant à la conquête de marchés étrangers forts de leur expérience dans le secteur des énergies renouvelables en France. Jean-Yves Grandidier, président de Valorem, explique : « Le rayonnement des énergéticiens français à l’étranger est réel, qu’il s’agisse des plus grands comme EDF, Engie, Total ou Eren, ou des entreprises de taille intermédiaire (ETI) comme Valorem, Quadran ou Akuo. […] C’est un atout pour la balance commerciale et la balance des paiements de notre pays ». Il déplore néanmoins ce qu’il considère être un retard français face au soutien public allemand à ses propres entreprises d’énergies renouvelables, accordé via sa banque publique d’investissement, la Kreditanstalt für Wiederaufbau (KFW). Ces conditions avantageuses leur donneraient une longueur d’avance certaine dans les appels d’offres. ([58])

En matière d’innovation, les efforts sont parfois effectués conjointement entre des entreprises françaises et étrangères, en vue de mutualiser coûts et savoir-faire. Ainsi, plusieurs projets internationaux suivent leur cours en matière de stockage. La France et l’Allemagne souhaitent par exemple fonder un champion européen des batteries, pour lequel 6 milliards d’euros dont 1,2 milliard d’euros de fonds publics pourraient être investis. S’agissant de recherche et de valorisation, l’investissement public est souvent déterminant au côté des fonds privés pour encourager les projets, par exemple grâce au crédit impôt-recherche ou aux programmes des investissements d’avenir (voir supra).

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

L’horizon d’une rentabilité financière des énergies renouvelables sans subvention tient en partie, comme cela a été évoqué, à la capacité du producteur à contractualiser la vente de sa production à un prix garanti sur le long terme. Cette fonction est aujourd’hui assurée par les compléments de rémunération et les tarifs de rachat, dont les coûts sont assumés par l’État. Demain, une nouvelle forme de contrats de rachat privés appelée « power purchase agreement » (PPA) pourrait permettre aux productions renouvelables de trouver un débouché à prix garanti sans intervention publique.

Un PPA est un accord d’achat d’électricité conclu de manière bilatérale directement entre un gros consommateur souhaitant montrer qu’il est vertueux en utilisant de l’électricité renouvelable, par exemple, et un producteur. Comme le rappelait le Professeur Jacques Percebois lors de son audition, « compte tenu du pouvoir de négociation des acheteurs et des vendeurs, il importe que ces accords soient passés entre gros opérateurs. ».

Schéma explicatif du principe d’un power purchase agreement

Source : site internet du cabinet Wavestone

Ce nouveau débouché pour les producteurs d’énergies renouvelables s’est notamment développé aux États-Unis, où les grands opérateurs du numérique cherchent à couvrir les besoins de leurs énergivores centres de données par ce type de contrats. Facebook a ainsi été le premier contracteur de PPA en 2018 au niveau mondial. Google a également signé un PPA pour couvrir ses besoins en Irlande.

Les énergéticiens, dont Engie, relèvent une appétence croissante des grandes entreprises de secteurs variés pour la conclusion de PPA. Les grands consommateurs seraient ainsi prêts « à prendre en charge le surcoût éventuel du verdissement de leur énergie par rapport au prix de marché ». Autrement dit, l’électricité renouvelable est aujourd’hui un enjeu d’image, qui intègre le modèle économique d’un nombre croissant d’acteurs. Outre les acteurs du numérique, des entreprises comme la SNCF, Aéroports de Paris, ou celles de la grande distribution se montrent intéressés par des PPA. Ainsi, EDF a signé le premier contrat français de ce type en mars 2019, pour l’approvisionnement de magasins de la chaîne Metro. L’enseigne Boulanger et l’énergéticien Voltalia ont peu après conclu un partenariat similaire.

Les PPA sont donc potentiellement vecteurs d’émancipation financière des projets de production renouvelables. Ils peuvent permettre de remporter des procédures d’appels d’offres, les candidats pouvant justifier a priori d’un prix garanti sans frais pour la collectivité maximisant leurs chances d’être retenus. Il faudra néanmoins veiller à la répartition équitable des bénéfices d’une production d’origine renouvelable devenue rentable, entre particuliers et grandes entreprises.

L’activité dite de « repowering » des éoliennes, soit le remplacement de turbines en fin de vie par de nouvelles technologies plus productives à conditions constantes, représente aussi une opération économique profitable pour les acteurs de l’électricité renouvelable, susceptible de se développer en dehors des mécanismes de soutien public. Certains acteurs procèdent donc au rachat de parcs existants en vue de les moderniser, prolongeant la vente d’électricité du parc reconditionné au-delà de la période de tarif de rachat garanti par l’État. Les gains de productivité à coût réduit, le projet étant acquis après sa phase de développement et de construction qui représentent des étapes coûteuses et chronophages, permettraient ainsi d’obtenir une rentabilité intéressante même au prix de marché. Ces conditions expliquent les investissements importants réalisés par des producteurs dans le rachat de parcs existants en vue de leur repowering.

Ces conditions permettent donc d’envisager à court terme l’émergence de modèles économiques des énergies électriques renouvelables au moins partiellement détachés des subventions publiques.

d. Le prix du carbone, outil pertinent de fléchage de l’investissement privé ?

La taxation du carbone est un outil à fort potentiel, en matière de réduction des émissions de CO2 comme de transition énergétique. Apposer un prix au carbone permet d’envoyer aux acteurs un signal économique fort, en diminuant la compétitivité des sources d’énergie émettrices de CO2. Si le prix est élevé, la taxe carbone peut combler la différence de compétitivité entre des sources peu ou pas carbonées (nucléaire, énergies renouvelables) et très carbonées (fioul, charbon).

Outil global de décarbonation de l’économie, le prix du carbone est donc en partie un levier de la transition énergétique. L’avenir du charbon, source d’énergie extrêmement carbonée, est ainsi directement remis en cause. Taxer le carbone, par une taxe spécifique ou un marché d’échange de quotas (tel celui mis en place au niveau européen), agit donc comme un outil de fléchage des investissements privés, qui se réorientent au gré des nouveaux équilibres de rentabilité.

Les installations de production d’électricité sont exclues de la taxe carbone française pour éviter une double-taxation avec le système d’échange de quotas européens. C’est donc au niveau de l’Union européenne qu’il faudra veiller à un signal-prix suffisant afin de favoriser l’investissement privé dans les sources d’énergies moins carbonées, tout en veillant aux enjeux d’équilibre et de dimensionnement du système électrique national.

La composante carbone de la taxe française sur les carburants, elle, pourra inciter les ménages à investir dans des moyens de chauffage ou de mobilité plus propres, à condition qu’ils bénéficient d’un accompagnement adapté des pouvoirs publics.

3. L’évolution encore embryonnaire du système financier

Les établissements bancaires constituent un relais important des investissements privés en faveur de la transition énergétique. Prêteurs et investisseurs, ils doivent ainsi adapter leurs pratiques afin d’accompagner le développement des énergies renouvelables en appui des ambitions gouvernementales.

a. Le financement privé des énergies fossiles demeure massif

La réallocation des flux de capitaux des secteurs les plus polluants de l’économie en direction des plus vertueux représente une facette primordiale de la transition écologique. Pourtant, force est de constater que les financements privés de la transition énergétique n’ont pas encore amorcé ce virage. Le panorama des financements climat d’I4CE évalue à 73 milliards d’euros en France en 2017 les investissements fossiles défavorables aux objectifs climatiques de notre pays.

Sur ces 73 milliards, 71 milliards concernent le secteur des transports, qui correspondent à l’acquisition de nouveaux véhicules thermiques par les particuliers et les entreprises. Le secteur de l’énergie fossile attire lui aussi des investissements non négligeables puisqu’environ 900 millions d’euros ont été dédiés à l’exploitation de projets d’hydrocarbures, d’infrastructures d’importation gazières ou à l’industrie pétrochimique en 2017.

Ce constat est partagé au niveau international, comme en attestent plusieurs rapports sur le financement par les établissements bancaires des activités énergétiques fossiles. Le Rainforest Action Network, collectif international de 56 associations, estime ainsi dans son rapport intitulé « Banking on climate change – Fossil fuel finance report card 2018 » que le financement par 36 grandes banques internationales de projets fossiles « extrêmes » au niveau mondial se chiffrait à 115 milliards de dollars en 2017. Cela comprend les investissements en matière de sable bitumineux, de gisements pétroliers en Arctique, de forages pétroliers en eaux très profondes ou de mines et centrales charbon. Le rapport indique que des banques françaises participent à ces financements, à l’image de la Société Générale, de BNP Paribas et du Crédit Agricole.

Des démarches encourageantes ont été relevées ces dernières années, plusieurs groupes bancaires annonçant mettre fin à certaines de leurs activités relatives aux énergies fossiles. Ces choix s’expliquent par une logique économique de désintéressement envers des projets risqués sur le plan financier et réglementaire, par exemple pour les projets charbonniers. Ils obéissent aussi à une prise en compte croissante de l’impact climatique des portefeuilles de ces entreprises sur leur image de marque.

Cependant, l’inversion des flux financiers entre énergies polluantes et décarbonées devra encore franchir un palier afin de répondre aux objectifs de la programmation pluriannuelle de l’énergie et de l’Accord de Paris, surtout dans les secteurs du transport et du bâtiment. Au-delà du cas national, la réallocation des flux bancaires en faveur de la transition énergétique est un enjeu global, qui implique des acteurs français aussi en dehors de notre territoire.

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

Les acteurs industriels ont amorcé un changement de modèle économique en faveur de la transition énergétique, bien qu’il soit encore incomplet pour certains. Il est essentiel que ces mutations industrielles s’accompagnent d’une évolution parallèle du système financier lui apportant traditionnellement ses capitaux, reposant sur deux axes.

Le premier axe est celui du fléchage des instruments financiers traditionnels vers des « actifs verts », dont l’intégrité doit être garantie. Il existe pour cela plusieurs leviers. L’adaptation des offres des banques, assurances et gestionnaires d’actifs à la transition énergétique, notamment par la diffusion de produits d’épargne durables, en est un.

Mobiliser les gisements d’épargne existants est en effet une piste intéressante. Ainsi, certains acteurs financiers comme les mutuelles ou les assurances pourraient être tenues réglementairement d’investir une partie de leurs placements dans des projets favorables à la transition écologique. L’assurance-vie représente, dans cet objectif, un outil privilégié. Ce produit représente en effet la moitié de l’épargne de long terme des Français, pour un encours de 1 700 milliards d’euros. Une obligation d’investir à très court terme dans des actifs considérés comme verts pourrait néanmoins être contre-productive, selon le rapport du 30 janvier 2019 de Mme Bénédicte Peyrol et M. Christophe Bouillon, rapporteurs de la mission d’évaluation et de contrôle (MEC) sur les outils publics encourageant l’investissement privé dans la transition énergétique, avec un risque d’alibi (ou « greenwashing ») accru au vu de l’offre réduite existant actuellement sur les marchés financiers. La diversification des placements des fonds des organismes d’assurance devrait ainsi être progressivement intensifiée.

La loi dite « Pacte » est allée dans le sens du fléchage de l’assurance-vie vers des supports d’épargne finançant la transition énergétique, avec l’obligation nouvelle pour les assureurs de proposer en 2020, pour les contrats exprimés en unités de compte, au moins un fonds solidaire, ou un « un fonds ayant obtenu un label créé par l’État et satisfaisant à des critères de financement de la transition énergétique » (fonds labellisés Greenfin), ou encore un « fonds ayant obtenu un label créé par l’État et satisfaisant aux critères d’investissement socialement responsable » (fonds dits « ISR »), selon des modalités définies par décret. Cette dynamique doit donc être poursuivie.

Mieux mobiliser les sommes placées sur les livrets d’épargne réglementée en faveur de la transition écologique apparaît également nécessaire. Le principe du fléchage concerne déjà les encours du Livret A et du Livret de développement durable et solidaire (LDDS), affectés respectivement à la construction de logements sociaux ainsi qu’à la rénovation thermique des bâtiments anciens. L’évaluation de ce fléchage demeure pourtant difficile et gagnerait à être raffermie et individualisée.

Dans cet objectif d’un meilleur fléchage écologique de l’épargne réglementée, la loi Pacte a élargi le champ des « emplois verts » dans lesquels doivent être affectées les sommes collectées par les établissements de crédit sur les LDDS aux « projets contribuant à la transition énergétique ou à la réduction de l’empreinte climatique ». Ce mouvement devra s’accompagner d’une information accrue des épargnants en matière d’épargne responsable.

Si le fléchage des placements en épargne est un levier de financement de la transition énergétique, il faut aussi faire évoluer d’autres formes de produits et d’investissement. Il s’agit par exemple, sur le marché obligataire, d’obligations vertes (green bonds), des titres de dette classiques émis par des entreprises, des entités publiques ou des États pour lesquels l’émetteur s’engage à investir les fonds levés dans des projets favorables à l’environnement. Ces titres font ensuite l’objet d’un suivi détaillé de l’allocation effective des fonds à des projets environnementaux.

Selon la Banque de France, citée par le rapport de la MEC précédemment évoqué, les obligations vertes ont connu une croissance exponentielle en passant de 7 milliards d’émissions en 2012 à près de 900 milliards en 2017. La transition énergétique n’est pas la seule finalité de ces obligations, mais les énergies renouvelables représentent plus d’un tiers des projets financés (éolien, solaire et hydroélectrique principalement). Les autres secteurs sont l’habitat et l’efficacité énergétique (22 %), les transports et la gestion de l’eau (15 % chacun). Néanmoins, les obligations vertes ne représentent à ce jour que 1 % de l’ensemble du volume mondial d’obligations. De plus, leur croissance n’équivaut pas nécessairement à celle des investissements en faveur de la transition énergétique, mais peut aussi correspondre à une meilleure identification des encours obligataires existants dans ce secteur.

Le second axe d’évolution du système financier repose sur la transparence et la rigueur des performances environnementales des investissements privés. Afin d’amplifier les investissements plus « verts », la France est entrée dans une logique d’ancrage, parmi les différents acteurs financiers (épargnants individuels, investisseurs institutionnels, directions financières des entreprises, etc.), d’une démarche de transparence sur les risques et les opportunités liées à la transition écologique, en vue de favoriser les investissements alignés sur nos objectifs climatiques et énergétiques.

Un enjeu-clef est ainsi de garantir le caractère « vert » des investissements précités afin d’éviter les effets d’aubaine. Concernant les obligations vertes, un travail important de labellisation doit ainsi être effectué au niveau international, car leur pertinence environnementale n’est actuellement pas régie par des normes publiques mais par des standards de marché. Les rapporteurs de la MEC, précitée, ont attiré notre attention sur le risque d’alibi vert face à la « qualification abusive comme verts de titres finançant des activités évaluées de manière superficielle ou trompeuse au regard des objectifs de transition ». La France devra donc promouvoir des standards publics rigoureux de qualification des obligations vertes afin que cette forme d’investissement privé dans la transition énergétique y contribue efficacement sans effet d’aubaine pour des investisseurs peu scrupuleux.

Le Gouvernement devra montrer lui-même la voie, en évaluant avec précision l’utilisation des fonds obtenus par l’émission par la France d’une obligation souveraine verte le 24 janvier 2017. Le reporting en sera encadré par sept experts indépendants composant le comité d’évaluation des impacts environnementaux de cette obligation.

La labellisation rigoureuse des placements servant la transition écologique doit également s’appliquer, outre les obligations, aux fonds d’investissement dits « verts », qui sont appelés à attirer de plus en plus d’investisseurs et d’épargnants. Créé en 2015 après la COP21, le label d’État Transition Énergétique et Écologique pour le Climat (TEEC) vient d’être renommé « Greenfin » par le ministère de la transition écologique et solidaire. Il représente le parfait exemple d’un label public rigoureux, attribué pour un an, certifiant le caractère écologique des placements effectués par les fonds concernés. Ceux qui investissent dans le secteur des énergies fossiles ou du nucléaire en sont d’office exclus.

Au-delà de la labellisation des entreprises les plus vertueuses, ce mouvement de transparence des acteurs a été amorcé par l’article 173 de la loi 17 août 2015 relative à la transition énergétique et à la croissance verte qui a établi, en France, des obligations de reporting sur les risques et les stratégies climat pour certaines entreprises et pour les investisseurs institutionnels. Si un écosystème de l’évaluation des performances extra-financières des entreprises s’était déjà développé depuis l’adoption de la loi du 15 mai 2001 relative aux nouvelles régulations économiques, la loi dite de « transition énergétique » a explicitement fait figurer la prise en compte du risque climat dans la stratégie de l’entreprise comme un élément devant figurer au sein du rapport de gestion présenté aux actionnaires. Depuis juillet 2017, ces mesures s’appliquent aux entités cotées dont le chiffre d’affaires net dépasse 40 millions d’euros et le total du bilan dépasse 20 millions d’euros, et aux entités non cotées, dont le chiffre d’affaires net ou dont le total du bilan dépasse 100 millions d’euros.

Les entreprises financières doivent se plier à des exigences de reporting spécifiques, notamment en détaillant la contribution de leur politique d’investissement au respect de l’objectif international de limitation du réchauffement climatique et à l’atteinte des objectifs de la transition énergétique et écologique. Les gestionnaires d’actifs sont ainsi tenus d’évaluer les émissions de gaz à effet de serre inhérentes à leur portefeuille d’actifs.

Les exigences françaises se sont donc concentrées sur la transparence, plus que sur une obligation de résultat. Devant les interprétations divergentes de ces obligations par les acteurs concernés, la loi du 22 mai 2019 relative à la croissance et la transformation des entreprises, dite « Pacte », a renforcé les prérogatives de l’Autorité des marchés financiers en matière de surveillance du reporting climatique afin qu’elle « veille à la qualité de l’information fournie par les investisseurs sur leur stratégie bas-carbone et de gestion des risques liés aux effets du changement climatique ». L’objectif est ainsi de faire de la place de Paris une pionnière pour la réglementation et l’investissement dans la « finance verte ».

Le système financier devra donc allier le fléchage des capitaux en faveur de la transition énergétique avec un niveau d’exigence accru en matière de transparence environnementale.

c. Le financement participatif, outil d’appropriation citoyenne des projets

Le financement participatif est un autre outil de fléchage de l’épargne des particuliers vers la transition énergétique. La loi dite de transition énergétique de 2015, précitée, a promu ce type d’investissement privé dans le cadre de projets de production d’électricité renouvelable, en valorisant dans les appels d’offres ceux y ayant recours et en leur proposant un tarif de rachat bonifié. Ce bonus est néanmoins soumis à un critère territorial, la proximité des investisseurs avec l’installation étant requise (département d’implantation ou départements limitrophes du parc).

Ce mode de financement permet aux développeurs de projets d’électricité d’origine renouvelable de diversifier le capital apporté à leur société de projet, tout en encourageant l’acceptation des installations par les riverains. Le financement participatif convient en effet aux épargnants en quête de sens pour leur placement.

Les représentants de Valorem prennent l’exemple d’un parc photovoltaïque développé par l’entreprise à proximité de Troyes, dans lequel la société d’économie mixte de l’agglomération a investi. Devant les difficultés des agriculteurs à participer faute d’épargne suffisante, Valorem et la coopérative des Fermes de Figeac ont mis en place un schéma de financement leur garantissant une certaine rentabilité : des banques ont accordé à 110 agriculteurs des prêts dont les mensualités seront couvertes et au-delà par les revenus du projet. Cet exemple illustre la dynamique territoriale vertueuse que peut enclencher le financement participatif.

Certains acteurs auditionnés par la commission d’enquête ont néanmoins fait part de leurs réserves concernant ce type d’investissement. On note en effet une surreprésentation des investisseurs franciliens quand les prises de participation ne sont pas réservées aux riverains et résidents des départements limitrophes, situation qui est cependant de plus en plus marginale. Il faudra aussi être vigilant quant aux disparités sociales d’accès au financement participatif dans des territoires où les populations vivant à proximité des projets sont parfois modestes.

Enfin, les préoccupations de certains riverains sur ce qu’ils considèrent être une logique spéculative foncière et financière de certaines collectivités territoriales ont été portées à l’attention des membres de la commission d’enquête. Ces dernières, faisant face à un contexte budgétaire contraint, sont parfois tentées de trouver des financements bienvenus auprès des développeurs de projets sous forme de retombées fiscales ou par la revente de sociétés de projets. Il faudra donc veiller à ne pas verser, pour certains cas isolés, dans une logique pécuniaire au détriment des équilibres sociaux et environnementaux du territoire.

Comme pour la finance verte, le financement participatif apparaît donc comme un vecteur intéressant de mobilisation de l’épargne privée en faveur de la transition énergétique, nécessitant toutefois un encadrement réglementaire afin d’assurer accessibilité au plus grand nombre et retombées positives pour les citoyens et les collectivités concernées.

* *

L’ensemble des éléments présentés à la commission d’enquête semblent converger vers un prix actuel de l’électricité constaté à environ 60 euros du MWh. Pourtant, le signal prix envoyé aux Français par le tarif régulé de vente (TRV) se situe de manière invariable à 42 euros. Il en résulte que ce prix de 42 euros devient le point tarifaire en dessous duquel les énergies renouvelables doivent se situer pour devenir compétitives. Pourtant, ce coût correspond à un coût « amorti », ou « historique » qui ne correspond plus, depuis longtemps, au coût actuel ou prospectif de l’énergie nucléaire, ceci explique d’ailleurs qu’EDF soit favorable à une augmentation du TRV. En demandant aux EnR de devenir compétitives avec ce coût historique, on leur demande quelque chose que le nucléaire ne parvient pas lui-même à réaliser. Ainsi, quand les tarifs de l’électricité montent, le dispositif de type « écluse » que représente l’ARENH a un double effet inattendu de générer des besoins d’augmentation à la fois pour EDF et pour les fournisseurs alternatifs. Cela avait d’ailleurs été commenté par les journaux dont le journal Les Échos qui titrait : « L’ARENH est mort, vice l’ARENH » et qui développait le raisonnement suivant :

« (…) à court terme, l’atteinte du plafond de l’ARENH pose problème : la hausse des TRV ne résultant pas de celle des coûts de production d’EDF, celui-ci va, grâce à la régulation, bénéficier d’un effet d’aubaine en augmentant sa marge au détriment des usagers.

Si cela n’est pas acceptable politiquement, augmenter le plafond de l’ARENH est une solution simple et efficace pour que la situation ne se reproduise pas dans l’immédiat. Actuellement préférée par le gouvernement, cette solution pose la question du prix de l’ARENH en lui-même. En effet, EDF rappelle que ce prix de vente ne lui permet pas de financer ses investissements. Augmenter le plafond de l’ARENH ne fera qu’accentuer ce problème. Enfin, retirer la prise en compte du plafond de l’ARENH de l’article R 337-14 ou même abolir le mécanisme aurait les effets néfastes sur la concurrence présentés ci‑dessus.

De fait, aucune solution immédiate ne semble satisfaisante, dans la mesure où un acteur sera nécessairement lésé. Dans l’absolu, une bonne régulation est compatible avec le développement de la concurrence, mais la situation actuelle révèle une tension entre le développement de la concurrence et l’objectif de faire profiter les usagers du faible coût de production du nucléaire. Et pour le moment, ce sont les usagers qui payent. » ([59])

L’augmentation du prix de l’électricité a donc eu, via l’ARENH, un effet paradoxal de nécessiter tout à la fois : une augmentation des TRV d’EDF, une augmentation des tarifs des fournisseurs alternatifs et une augmentation des contributions des Français. Ce paradoxe n’a aucun sens économique, comme le souligne le quotidien Les Échos dans son introduction : « La concurrence entre entreprises conduit à une réduction des prix sur les marchés. C’est du moins ce que l’on enseigne aux étudiants en économie. », sauf si l’ensemble des tarifs suscités sont en réalité en deçà des coûts réels… pour les acteurs concernés. Lorsqu’il conclut que « ce sont les Français qui payent », le journal a raison, mais le fait est que les Français payent (notamment en taxes sur l’énergie) l’écart entre les 42 euros (prix historique) et les 60 euros (prix réel régulièrement constaté) via tous les dispositifs de soutien tant à EDF (dont l’équilibre pour l’avenir n’est pas aujourd’hui assuré par ces prix de vente) qu’aux EnR (dont le coût aujourd’hui serait pratiquement compétitif à 60 euros mais qui ne peuvent pas l’être à 42 euros). Finalement, les principaux investissements de l’État (et à travers lui des Français) visent à faire baisser artificiellement le prix de l’électricité.

Ce mécanisme de maintien prix bas, mis en place pour ne pas rompre une promesse faite aux Français dans les années 70 d’une électricité peu chère, a pour conséquence de devoir obliger l’État à rendre plus compétitive également toutes les autres énergies (non électriques) de même que l’efficacité énergétique (dont les retours sur investissements sont moindres avec des prix de l’énergie bas).

La question du prix de l’électricité trop bas (du point de vue de l’équilibre économique et du coût réel, qui implique une augmentation continue des taxes) et pourtant trop haut (pour une partie importante des Français) est au cœur de la problématique de transparence et d’acceptabilité posée de nos politiques de transition. En Suède, par exemple, les prix élevés ont obligé les populations à s’engager massivement dans des politiques de transition, avec le succès qu’on leur connaît, qu’ils n’auraient peut-être pas entrepris autrement. En France, l’électricité est souvent promue comme étant moins chère qu’ailleurs. Ce que ce rapport d’Eurostat (qui compare un prix complet avec les taxes incluses) dément, démontrant que nous sommes plutôt dans la moyenne :

Votre Rapporteure recommande donc de renouer un véritable pacte énergétique avec la Nation, posant de manière transparente le coût réel de l’énergie, les voies et moyens de la transition énergétique et écologique, ainsi que les mécanismes de soutiens éventuels que l’énergie peut jouer (par des tarifs préférentiels) en faveur du développement économique et de la solidarité nationale.

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III. Les énergies thermiques

Le graphique suivant, issu d’Eurostat, représente la part de l’énergie totale provenant de source renouvelable utilisée pour le chauffage et la climatisation.

En 2017, les énergies renouvelables ont représenté 19,5 % de l’énergie totale utilisée pour le chauffage et la climatisation dans l’Union européenne, en augmentation par rapport à 10,4 % en 2004. Ces chiffres prennent en compte l’effet des pompes à chaleur. Dans quatre États membres, plus de la moitié de l’énergie totale utilisée pour le chauffage ou la climatisation provient de sources d’énergie renouvelables : la Suède (69,1 %), la Finlande (54,8 %), la Lettonie (54,6 %) et l’Estonie (51,6 %). À l’inverse, la part relative la plus faible prévaut aux Pays-Bas (5,9 %), en Irlande (6,9 %) et au Royaume Uni (7,5 %). Avec une part de 21,3 %, la France se situe au-dessus de la moyenne européenne.

Le graphique suivant, issu de l’Agence internationale de l’énergie, représente l’augmentation de la consommation de chaleur d’origine renouvelable, par technologie, au niveau mondial, en 2018 par rapport à l’année précédente.

Source : AIE, https://www.iea.org/etp/tracking2017/renewableheat/

Selon l’AIE, « Le chauffage représente plus de 50 % de la consommation d’énergie finale et reste principalement basé sur les énergies fossiles. L’augmentation de la part de la chaleur renouvelable a été régulière mais lente. Une augmentation de 32 % de la part de la chaleur renouvelable était jugée nécessaire entre 2014 et 2025 ». Le solaire thermique est jugé comme nécessitant la plus forte augmentation : la part de cette énergie devrait tripler entre 2014 et 2025, ce qui implique un taux de développement deux fois plus rapide qu’actuellement. Pour l’AIE, « La chaleur renouvelable continue de souffrir de signaux négatifs d’ordre économique (investissements initiaux élevés, soutiens publics modestes...) et d’ordre non-économique (notamment manque d’information et donc manque de confiance des investisseurs). Pour lever ces freins, un soutien public stable plus important est nécessaire. Les gouvernements devraient fixer des objectifs précis et des stratégies pour décarboner le volet chauffage. Pour être efficaces, ces stratégies doivent concerner tous les secteurs et équilibrer les approches entre l’électrification de la chaleur, la chaleur renouvelable et l’amélioration de l’efficacité énergétique. L’expansion de réseaux de chaleur peut aussi jouer un rôle, en permettant des économies d’échelle ainsi qu’un meilleur contrôle de la pollution de l’air dans le cas de la biomasse. Du fait de la nature décentralisée et fragmentée de la demande de chaleur, la planification territoriale peut jouer un rôle important. D’autres instruments de politique publique peuvent être efficaces tels que la taxation du carbone, les codes de construction qui recommandent l’installation de chauffage renouvelable ainsi que des mécanismes de soutien financier »

A. La part de la chaleur dans la consommation d’énergie en France

Selon l’ADEME, « En France, la production de chaleur représente la moitié des consommations d’énergie. Elle repose encore principalement sur les combustibles fossiles, alors que notre pays ne manque pas d’alternatives. Le Fonds Chaleur contribue aux objectifs du paquet européen énergie-climat, qui consiste à porter la part des EnR à 23 % de la consommation énergétique nationale d’ici à 2020. Il doit ainsi permettre la production supplémentaire de 5,5 millions de tonnes équivalent pétrole (tep) de chaleur renouvelable ou de récupération à l’horizon 2020 (1 tep = 11 630 kWh), puis à 32 % à l’horizon 2030. » ([60])

La note de la direction du Trésor du 5 juin 2018 sur les énergies thermiques, en France, rappelait que la consommation de chaleur représente près de la moitié de la consommation finale d’énergie, ce secteur étant aujourd’hui encore largement carboné (le gaz, le fioul et le charbon représentent plus de 60 % de la production de chaleur) et constitue donc un enjeu majeur pour la décarbonation de l’économie.

Le bois énergie, utilisé essentiellement pour la production de chaleur, est aujourd’hui la première source d’énergies renouvelables consommée en France, devant l’hydraulique. La France est néanmoins en retard sur ses objectifs de chaleur renouvelable : 20,7 % de la production de chaleur était d’origine renouvelable en 2016, alors que l’objectif fixé était de 25,5 %.

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

Aux termes de la directive 2009/28/CE, la France doit satisfaire à un objectif de 23 % d’énergie produite à partir de sources renouvelables dans la consommation finale brute d’énergie à l’horizon 2020. La note précitée de la direction du Trésor indiquait qu’en 2016, cette part s’élevait à 15,7 %, contre 18,0 % dans la trajectoire prévue pour atteindre l’objectif précité. Le retard apparaît important en ce qui concerne la chaleur renouvelable, qui représentait 20,7 % de la consommation de chaleur, contre un objectif de 25,5 %. Au regard des objectifs et des trajectoires fixés pour les différentes filières de chaleur renouvelable dans le plan national d’action pour les EnR de 2010, seules les pompes à chaleur ont dépassé leur cible. Les autres filières sont en retard : la biomasse a réalisé 75 % de son objectif, les autres technologies, moins de 50 % des leurs.

2. La compétitivité des EnR thermiques

Les énergies renouvelables thermiques ont des coûts de production proches de ceux des moyens de production carbonés.

Toujours selon la note précitée de la direction du Trésor, les chauffages au bois sont, dans certains cas, au moins aussi rentables que les chaudières au gaz à condensation, qui constituent la technologie carbonée la moins coûteuse pour le chauffage dans le logement individuel. Les chauffages au bois coûtaient de 54 euros à 100 euros/MWh contre environ 84 euros/MWh pour les chaudières au gaz en 2016. Les pompes à chaleur (116-145 euros/MWh) étaient plus coûteuses, mais restaient compétitives par rapport à des condensateurs électriques (154 euros/MWh).

En ce qui concerne le logement collectif ou les secteurs industriel et tertiaire, toujours en 2016, le surcoût des énergies renouvelables thermiques par rapport aux chaudières à gaz apparaît faible pour la biomasse industrielle (coût compris entre 46 euros et 96 euros/MWh contre 40 euros à 75 euros/MWh pour des chaufferies industrielles au gaz), les pompes à chaleur géothermiques (56 euros-114 euros/MWh), ou la géothermie profonde (74 euros-99 euros/MWh). Quant aux réseaux de chaleur, ils apparaissent aujourd’hui compétitifs en moyenne, en particulier s’agissant des réseaux alimentés par des EnR (dont le coût moyen était de 68 euros/MWh en 2015).

Dans sa note précitée, la direction du Trésor constatait également le fait que les énergies renouvelables (EnR) thermiques sont en général quasiment aussi compétitives que les moyens carbonés de production de chaleur (gaz, pétrole). Elles présentent donc un coût de la tonne de carbone évitée relativement faible et inférieur à celui des EnR électriques comme l’éolien ou le solaire, ce qui ressort du graphique suivant.

Trésor-Éco n° 222

Source : Trésor-éco n° 222, juin 2018

Un prix du carbone élevé serait le principal outil de soutien à la chaleur renouvelable. La présence de barrières à l’investissement – le manque d’information de même que les difficultés d’accès au crédit – justifient, pour la direction du Trésor, le maintien d’un soutien public, en particulier au moyen du fonds chaleur et du crédit d’impôt transition énergétique.

B. Comment mieux soutenir la chaleur renouvelable ?

1. Les normes de construction peuvent favoriser la transition énergétique

La prochaine réglementation thermique fixera les normes applicables aux bâtiments construits après 2020, ces bâtiments devant tous être à énergie positive (BEPOS), avec une consommation d’énergie inférieure à leur production d’énergie renouvelable. Si les EnR électriques et thermiques seront mobilisées pour satisfaire ce critère, la direction du Trésor insiste sur la nécessité, pour la future réglementation thermique, de critères n’induisant pas de distorsion en faveur des EnR électriques, compte tenu du soutien public nécessaire à leur développement par rapport à celui des EnR thermiques.

Lors de son audition par la commission d’enquête, M. Bernard Aulagne, président de l’association Coenove s’inquiétait « des premiers projets, des premières réflexions sur la RE 2020 et avec un certain nombre d’initiatives ou de ballons d’essai qui sont lancés du type baisse du coefficient d’énergie primaire, changement du contenu en CO2 du kWh d’électricité, qui vont toutes dans le même sens et sont de nature à sortir le gaz de la construction neuve alors même qu’il a un certain nombre d’atouts et qu’il constitue également une utilisation pertinente de gaz renouvelable dans des logiques d’alimentation en boucle fermée d’éco-quartiers et de projets semblables qui nous paraissent tout à faits pertinents. » ([61])

2. Les technologies éligibles au crédit d’impôt transition énergétique

Au titre du CITE, l’aide aux ménages pour les EnR thermiques, a visé les dépenses d’acquisition (à hauteur de 30 %) d’équipements utilisant des énergies renouvelables (chaudières au bois), les pompes à chaleur ou le raccordement à des réseaux de chaleur alimentés par des EnR. En 2017, le CITE représentait un soutien de 300 millions d’euros à la chaleur renouvelable. Compte tenu d’un plus long retour sur investissement dans le cas des EnR thermiques par rapport aux moyens de production carbonés, en raison de coûts fixes plus importants, des subventions pourraient permettre d’élargir l’accès à ces technologies. C’est la raison pour laquelle la direction du Trésor estime justifié de maintenir une forme de soutien pour les technologies EnR thermiques. Lors de son audition par la commission d’enquête, M. Olivier Godin a insisté sur la compétitivité accrue du solaire thermique : « En dix ans, le prix de l’énergie a augmenté en moyenne de 30 %. Or le coût du kWh solaire est de zéro : cela a augmenté sa compétitivité. Les innovations ont permis au solaire thermique de progresser avec des gains technologiques et des gains relatifs à la fiabilité, qu’il s’agisse de la gestion des accidents d’énergie ou des solutions connectées par exemple. Donc, en dix ans, le solaire thermique a vu sa compétitivité, sa fiabilité et sa durabilité s’améliorer de 30 %. C’est devenu aujourd’hui une des solutions les plus compétitives et, comme elle n’émet aucune particule, une des plus vertueuses. » ([62])

3. Le fonds chaleur

La direction du Trésor relève que le fonds chaleur finance des technologies thermiques vertes globalement efficaces pour un montant de soutien public relativement faible. Il permet de soutenir les projets de production de chaleur renouvelable (biomasse, géothermie, solaire thermique, biogaz et réseaux de chaleur) pour l’habitat collectif, les collectivités et les entreprises. Géré par l’ADEME, il était doté de 215 millions d’euros en 2017, montant porté à 245 millions d’euros en 2018, soit une hausse du budget du fonds de 14 %. En 2019, le budget est porté à 300 millions d’euros, soit une hausse de 22 %. Le doublement du fond chaleur entre 2017 (200 millions d’euros) et 2022 était en effet un engagement de campagne du Président de la République.

Pour la direction du Trésor, l’aide du fonds chaleur apporte une aide calibrée pour permettre aux projets d’être compétitifs par rapport à une solution carbonée (le gaz, le plus souvent). Les montants alloués par le fonds chaleur vont à des technologies globalement très efficaces et paraissent relativement faibles en comparaison du soutien alloué à des EnR électriques beaucoup plus coûteuses, comme il ressort du tableau ci-après.

C. Les énergies renouvelables thermiques ciblées par le Fonds chaleur

1. La biomasse

Aux termes de l’article L. 211-2 du code de l’énergie : « la biomasse est la fraction biodégradable des produits, déchets et résidus provenant de l’agriculture, y compris les substances végétales et animales issues de la terre et de la mer, de la sylviculture et des industries connexes, ainsi que la fraction biodégradable des déchets industriels et ménagers. »

Les forêts sont des puits de carbone. Lorsque la forêt est gérée durablement, le bois de chauffage est une énergie renouvelable et neutre en carbone (ce que le bois a stocké lors de sa croissance est réémis lors de sa combustion). Il s’agit en général de circuits courts, donc nécessitant peu de transport. La forêt française représente 16,9 millions d’hectares (31 % du territoire) et progresse de 0,7 % par an depuis 1980 (source : IGN). Il y a donc un fort potentiel forestier en France.

Le bois constitue un système complet (matériau de construction, bois de chauffage, fabrication de papier) et est aujourd’hui en deuxième position du mix énergétique renouvelable français (après l’hydraulique).

Tout d’abord, l’utilisation du bois comme source d’énergie thermique n’est intéressante du point de vue environnemental que si la forêt est gérée de manière durable : lorsque l’on coupe un arbre, il faut le replanter. De plus, la forêt absorbe davantage de carbone qu’elle n’en rejette, lorsqu’elle est jeune (arbres âgés de moins de cent ans) puisque l’arbre stocke du carbone en grandissant. Passé ce délai, elle est à l’équilibre : elle rejette autant de carbone qu’elle n’en absorbe. Couper des arbres dans l’optique de construire ou de se chauffer n’est donc pas une absurdité, contrairement à ce que pense parfois l’opinion publique.

Concernant la combustion du bois de chauffage, il faut veiller à l’absence d’émission de particules fines qui peuvent être produites. Pour cela, il faut impérativement proscrire les foyers qui réémettent huit fois plus de particules fines en moyenne que les foyers fermés (Source : DRIEE Île de France).

Pour que la forêt permette un gain de carbone dans le bilan global, il faut également veiller à son implantation. En effet, une telle plantation présente un gain uniquement dans le cas où elle remplace des terres agricoles. En effet, une prairie étant également un puits de carbone, le bilan peut être au mieux nul, voire négatif dans certains cas.

Source : GIEC 2001

Selon le projet de Programmation pluriannuelle de l’énergie 2019-2023 2024-2028, « la filière biomasse solide présente des coûts complets de production compétitifs. Ainsi, pour les particuliers, le coût de production de chaleur à partir du bois bûches se situe entre 48 euros et 69 euros/MWh et à partir de granulés entre 86 euros et 103 euros/MWh. Dans le collectif, les chaufferies biomasse présentent un coût de production entre 64 euros et 110 euros/MWh ; quant à la biomasse industrielle, les coûts de production sont situés entre 48 euros et 73 euros/MWh. Cependant, le coût de l’investissement est supérieur à celui des solutions fossiles de référence, ce qui explique pourquoi cette filière nécessite un soutien. Il n’est pas envisagé de baisse significative des coûts de production pour la filière biomasse aux horizons de la PPE. »

2. La géothermie

Si la production d’électricité géothermique nécessite des sources chaudes (>150 °C), on peut utiliser la chaleur de la terre à plus basse énergie pour le chauffage des bâtiments. Il en existe deux types :

▪ La géothermie basse et moyenne énergie (entre 30 °C et 150 °C) qui puise de l’eau dans des aquifères entre 2000 et 3000 mètres de profondeur et qui sert principalement à alimenter des réseaux de chaleur. Seuls trois territoires disposent d’aquifères exploitables de la sorte : l’Île de France, l’Alsace et le Bassin Aquitain ;

▪ La géothermie très basse énergie (<30 °C) dont les sources sont très proches de la surface (quelques dizaines de mètres de profondeur) et qui permet de chauffer tout type de logement individuel ou d’immeuble à l’aide de pompes à chaleur. Elle est disponible sur tout le territoire moyennant certaines installations

Les avantages d’utiliser la géothermie pour la production de chaleur sont multiples. Il s’agit d’une énergie renouvelable dont l’extraction n’émet presque aucun gaz à effet de serre et est à l’origine de très peu de nuisances pour les riverains.

Afin de s’assurer de la durabilité et du caractère renouvelable de la ressource, il faut installer un système de doublet géothermique (voir schéma ci-après) qui va permettre de réinjecter l’eau refroidie dans l’aquifère.

Principe du doublet géothermique

Figure 1 - Fonctionnement du doublet géothermique (Source : ADEME)

Si de tels réseaux de chaleur sont possibles uniquement en Ile de France, Alsace et dans le bassin aquitain, ce qui rend cette solution peu aisée à développer, il est possible d’équiper son habitation individuelle de chauffages géothermiques grâce à des pompes à chaleur qui utilisent l’énergie du sol.

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Figure 2 - Fonctionnement d’une pompe à chaleur géothermique (Source : Actu Environnement)

Ces systèmes sont très intéressants, puisqu’ils permettent de réduire des deux tiers environ la facture d’électricité d’un foyer. Néanmoins ces dispositifs coûtent très cher à l’achat : entre 20 000 et 50 000 euros et ils utilisent des HFC comme fluide frigorifique, nocifs pour l’environnement.

Lors de son audition par la commission d’enquête, Mme Michèle Rousseau, présidente-directrice générale du Bureau de recherches géologiques et minières a souligné les atouts de la géothermie dans les termes suivants : « Quelles que soient les filières, cette énergie est locale, elle est en base, modulable, disponible 24 heures sur 24 et stable. L’impact environnemental est très réduit, avec aucune émission de CO2, aucune émission de particules fines et une très faible emprise foncière. Par ailleurs, lorsqu’elle est prélevée, l’eau est restituée au réservoir d’origine. Les technologies sont matures, sauf pour la stimulation qui est testée en Alsace et il y a des professionnels formés et certifiés. Comme l’énergie est modulable, il n’est pas nécessaire de stocker. La géothermie s’hybride avec d’autres énergies renouvelables et elle est disponible dans 85 % du territoire français, pour la géothermie dite de surface, et sur 25 % du territoire métropolitain, pour la géothermie profonde. Les coûts d’exploitation sont faibles et l’expertise française est bonne. En revanche, les coûts d’investissement sont plus élevés. » ([63])

Selon le BRGM, les coûts d’exploitation réduits permettent à la géothermie de surface d’être une énergie compétitive dans le temps, avec un retour sur investissement de ces installations compris en moyenne entre huit et treize ans. Une fois l’investissement amorti, il ne reste qu’à s’acquitter des coûts d’exploitation réduits, et ce pendant plusieurs décennies, la durée de vie des forages étant estimée à 50 ans et celle des pompes à chaleur, moins coûteuses que ces derniers, à 17 ans.

3. Le biogaz

Actuellement, 23 % de la population française se chauffe au gaz ce qui en fait la deuxième source de chauffage après l’électricité. C’est d’ailleurs la principale utilisation du gaz, à plus de 60 %. Le gaz présente de nombreux avantages, notamment par rapport au fioul et au charbon : il ne contient pas de soufre, ce qui entraîne moins de pollution locale. Sa combustion dégage aussi moins de CO2 (500 g/kWh contre 750 g/kWh pour le fioul et 1 000 g/kWh pour le charbon ([64])). Le gaz naturel est compressible. En conséquence, il est possible de réduire son volume pour faciliter son transport et réduire les coûts correspondants. Les réseaux de gaz naturel permettent d’avoir accès, sans stockage pour l’utilisateur, à une énergie propre et pratique. De ce point de vue, cette énergie est assimilable à l’électricité : on ne paie la facture qu’après avoir consommé l’énergie. Le prix du gaz naturel est indexé sur celui du pétrole. Au regard des actuelles perspectives de consommation annuelle, les réserves de gaz naturel sont plus importantes que celles de pétrole. La facilité de distribution via les grands réseaux, et le fait que le gaz naturel soit encore fréquemment un sous-produit de l’exploitation pétrolière, lui procure un coût d’utilisation intéressant.

Les inconvénients du gaz naturel tiennent au fait que, s’il produit moins de CO2 que le pétrole ou le charbon, il en émet néanmoins des quantités significatives, qui ne participent pas à la réalisation de l’objectif de neutralité carbone. Le gaz naturel n’est également pas plus renouvelable que le pétrole et son prix est donc contraint d’augmenter. En Europe, et la France n’y fait pas exception, le gaz naturel est importé et représente donc un coût important pour l’économie nationale. De plus, cette importation nécessite la construction de gazoducs entraînant des problèmes à la fois sociaux et environnementaux. Par ailleurs, le stockage du gaz naturel est délicat dans la mesure où sa liquéfaction demande des conditions techniques compliquées à mettre en œuvre. En revanche, le méthane, principal composant du gaz naturel, possède un pouvoir de réchauffement global (PRG) de 23, soit 23 fois plus que le CO2.

Mais avec le développement de la méthanisation, il serait alors possible d’imaginer des solutions de chauffage au gaz renouvelable qui ne seraient pas aberrantes.

La méthanisation est basée sur la dégradation (naturelle ou forcée) de la matière organique par des micro-organismes en condition d’anaérobie, c’est-à-dire en l’absence d’oxygène. Les secteurs agricoles, industriels, le traitement des déchets ménagers et la gestion des boues d’assainissement sont des milieux favorables au développement de ces techniques. En absence d’oxygène, la dégradation de la matière organique permet d’obtenir du biogaz. Celui-ci est considéré comme une source d’énergie renouvelable dans la mesure où il peut être utilisé pour produire in fine de l’électricité et/ou de la chaleur ou être injecté dans le réseau de gaz naturel ou sous la forme d’un carburant.

La dernière loi de modernisation agricole de juillet 2010 et le décret du 16 février 2011 ont permis d’étendre la définition de l’activité agricole aux activités de production et de commercialisation de biogaz, d’électricité et de chaleur par méthanisation.

Ainsi, selon l’ADEME : « composé à 90 % de matières agricoles, le gisement global mobilisable à l’horizon 2030 pour la méthanisation a été évalué à 130 millions de tonnes de matière brute, soit 56 GWh d’énergie primaire en production de biogaz » ([65]).

Les projets individuels ou collectifs pour le développement de la méthanisation agricole en France, portés par les agriculteurs, sont soutenus par les chambres d’agriculture. Un réseau national d’experts permet d’accompagner ce type de projets en France, de l’émergence jusqu’au suivi des unités existantes et à la capitalisation de références.

En fonction de l’origine des déchets et des traitements effectués sur ces derniers, la filière du biogaz comprend :

– la méthanisation de déchets non dangereux ou de matières végétales brutes ;

– la méthanisation de boues de stations d’épuration des eaux usées (STEP) ;

– le biogaz des installations de stockage de déchets non dangereux (ISDND).

En 2016, 463 installations produisant de l’électricité à partir de biogaz étaient recensées, soit une puissance installée de 379 MW. Les injections de biogaz dans les réseaux de gaz naturel sont en constante progression. Selon les données du Panorama du gaz renouvelable, au 31 décembre 2018, le nombre de sites d’injection a crû de 73 % entre 2017 et 2018. On est ainsi passé de 6 sites en 2014, à 17 sites en 2015, 26 sites en 2016, 44 sites en 2017 et 76 sites en 2018.

Dans une fiche technique ([66]) de février 2014, mise à jour en 2015, l’ADEME présente les nombreux avantages de la méthanisation. La méthanisation est source d’une double valorisation de la matière organique et de l’énergie :

– d’abord, la méthanisation permet une diminution de la quantité de déchets organiques à traiter et in fine un allégement des coûts des autres filières de traitements des déchets. De plus, la méthanisation autorise un possible traitement des déchets organiques graisseux ou fortement humides, non compostables en l’état ;

– ensuite, ce procédé permet une diminution des émissions de gaz à effet de serre par substitution aux énergies fossiles et contribue donc à la réalisation de l’objectif de neutralité carbone à l’horizon 2050.

Dans une certaine mesure, ce procédé technique permet aussi le développement d’une activité complémentaire à l’agriculture.

Lors de leur audition par la commission d’enquête, les représentants de France Gaz Renouvelables ont insisté sur les externalités positives du gaz issu de méthanisation : « La première externalité est l’économie de CO2. Le contenu en CO2 est un peu supérieur à 200 grammes par KWh – cela varie que l’on regarde le pouvoir calorifique supérieur (PCS) ou inférieur (PCI). Dans la mesure où mettre en place du biométhane plutôt qu’une solution de gaz fossile permet d’économiser à peu près 80 % du CO2, nous sommes à 20 euros du MWh pour une tonne de carbone à 100 euros et à 50 euros du MWh pour une tonne de carbone à 250 euros comme l’envisage le rapport Quinet. Pour rappel, le tarif d’achat moyen d’achat du biométhane est actuellement de l’ordre de 90 euros le MWh, et le prix de marché est de l’ordre de 30 euros le MWh – il est même plutôt de 25 euros le MWh mais il risque d’augmenter d’ici à 2030. L’écart n’est donc que de 10 euros. Donc si nous baissons nos coûts d’abord de 2 % par an puis plus rapidement dans l’avenir, pour cette seule externalité du CO2, nous sommes déjà bien positionnés vis-à-vis des valeurs du rapport Quinet.

Nous avons pu plus ou moins chiffrer d’autres éléments, à commencer par la qualité de l’eau. L’un des gros atouts de la méthanisation vient du fait que lorsqu’on méthanise les nitrates contenus dans les effluents agricoles, en particulier les effluents d’élevage, on ne supprime pas le nitrate mais on le met sous une forme plus facilement utilisable par les plantes et qui a moins tendance à aller directement dans les nappes phréatiques. La méthanisation permet aussi d’éviter d’autres substances, contribuant là encore à la qualité de l’eau. Nous l’avons chiffré à partir des valeurs communiquées par les agences de bassin à 6 euros le MWh.

Une autre externalité importante est le coût de traitement des déchets. Fut un temps, les producteurs devaient payer pour éliminer certains déchets. Aujourd’hui, on les leur achète. Le coût de traitement d’un certain nombre de déchets a ainsi fortement diminué. La valeur de cette externalité peut aller de zéro pour les projets qui ne recyclent pas de déchets à 16 euros pour certains projets industriels qui recyclent énormément de déchets.

Nous avons également essayé de valoriser les emplois, car la filière biométhane crée des emplois et améliore la résilience des exploitations. On peut considérer que cela représente de l’ordre de trois ou quatre emplois en fonction de la taille des installations, parfois il y en a que deux, par unité de production de biométhane.

Le coût pour la collectivité d’une exploitation sans emploi est une externalité de l’ordre 8 euros le MWh.

Il est plus difficile de chiffrer la biodiversité apportée. Je n’ai pas de méthode pour le faire, aujourd’hui. Je n’ai pas non plus de méthode pour valoriser la réduction de l’utilisation des pesticides, des herbicides et des fongicides. Elle permet en tout cas l’amélioration de la qualité de l’air et la réduction des odeurs. En outre, quand il y a un élevage et si la méthanisation a été faite correctement, cela permet d’épandre du digestat stabilisé plutôt que des effluents agricoles qui sont encore en phase de fermentation. Cela réduit les odeurs, mais nous n’avons pas pu le valoriser.

Une autre valeur très importante mérite d’être citée : le fait de rendre les agriculteurs, qui sont parfois critiqués, acteurs de la transition énergétique. Je pense que cette dimension, plus sociale et sociétale, est aussi extrêmement importante. » ([67])

Cependant, la méthanisation comporte aussi des inconvénients qu’il est nécessaire de prendre en compte :

– afin de créer une filière rentable et surtout durable, les déchets traités doivent être continûment disponibles. Malgré une limitation des émissions d’odeurs grâce à des digesteurs hermétiques et des bâtiments clos équipés de traitement d’air, les nuisances olfactives sont possibles pour les riverains proches du site de méthanisation ;

– le processus doit être également maîtrisé et sécurisé pour éviter tout accident : le méthane est beaucoup plus polluant que le CO2 en cas de fuite.

Le développement de la filière de méthanisation impose donc de s’assurer que cette méthode soit utilisée uniquement pour la valorisation de déchets et de productions agricoles comestibles. Lors de son audition par la commission d’enquête, M. Patrick Corbin, président de l’Association française du gaz a souligné qu’« aujourd’hui, la capacité de production de la France est d’un peu plus de 1 TWh avec une centaine d’installations, contre plus de 30 TWh de production de biométhane en Allemagne. La vraie différence est extrêmement simple : la France a fait le choix, que nous acceptons complètement en tant que gazier, de ne pas utiliser de culture énergétique dédiée. Les Allemands ont fait un choix extrêmement simple en couvrant les fermes de maïs à titre principal. Au lieu que les fermes produisent du blé et du maïs pour nourrir l’homme et les animaux, seul du maïs est produit, puis coupé, ensilé et mis dans un tas pour fabriquer du biométhane. C’est une manière extrêmement simple de produire du biométhane. Les Allemands l’ont fait mais ont arrêté suite à des oppositions assez fortes dans leur pays, dû à la compétition entre l’usage énergétique et l’usage alimentaire. La France a fait un choix que nous respectons totalement. Forcément, nous nous déploierons moins vite car la rentabilité avec le maïs, qui pouvait se déployer à toute vitesse, était fantastique. Dans des régions comme le Sud-ouest, des méthaniseurs auraient été installés dans chaque canton. » ([68])

Il convient également important de veiller à l’étude des projets au cas par cas et en impliquant tous les acteurs locaux potentiels. Par ailleurs, il apparaît nécessaire de s’assurer de la valorisation possible de la chaleur sur le site en cas de cogénération et de l’injection possible du gaz sur le réseau.

Enfin, la valorisation énergétique possible du biogaz doit l’être préférentiellement sur site, en local, en cas de cogénération.

Quant au véhicule au gaz, on peut voir aujourd’hui certains exemples de flottes de véhicules, sur certaines lignes de bus parisiennes ainsi que de la part de compagnies de poids lourds. Ces véhicules offrent de nombreux avantages par rapport aux versions essence/diesel : (Source : energuide.be)

Le développement de la méthanisation permettrait également le développement de ce type de véhicules qui deviendraient réellement intéressants du point de vue écologique, en particulier pour les agriculteurs pour lesquels on pourrait imaginer des circuits courts : production de biométhane à partir de leurs déchets agricoles et suivie de sa consommation dans leurs véhicules agricoles ou pour les bâtiments en substitution du gaz-oil non routier.

4. Le solaire thermique

À la différence du solaire photovoltaïque qui utilise l’énergie solaire pour la transformer en électricité (effet photoélectrique), le solaire thermique l’utilise pour chauffer un fluide (eau, air ou autre). L’énergie solaire peut alors être utilisée dans l’habitat pour chauffer de l’eau (chauffe-eau solaire) ou les pièces (pompes à chaleur, capteurs à air circulant dans les murs ou toitures). Il est également possible de l’utiliser dans les réseaux de chaleur, qu’ils soient collectifs ou industriels.

Un chauffe-eau solaire individuel fonctionne grâce à l’énergie récupérée par les panneaux solaires. L’énergie captée est absorbée par un fluide caloporteur qui restitue la chaleur dans le ballon d’eau chaude. Le ballon stocke l’eau chaude pour la restituer en fonction de l’utilisation. Le chauffe-eau solaire permet ainsi de couvrir au minimum 50 % des besoins en eau chaude sanitaire de la maison, tout en réduisant au moins d’autant la facture. (Source : quelleenergie.fr).

L’investissement est de l’ordre de 5 000 euros à 7 000 euros, mais il permet de diviser la facture d’eau chaude par quatre en moyenne.

Comme l’a rappelé M. Olivier Godin, lors de son audition par la commission d’enquête, « le solaire thermique est très vertueux parce qu’il intègre le stockage. Il y a des ballons qui permettent de stocker la chaleur pour passer en autonomie, le soir, la nuit, voire les jours suivants. On sait donc stocker cette chaleur pour l’eau chaude ou pour le chauffage avec zéro impact environnemental puisque c’est de l’eau et qu’il n’y a pas de problématique de batterie. Le solaire thermique peut même servir à stabiliser le réseau électrique notamment pour les excédents de puissance des centrales nucléaires qui peuvent être stockés dans les ballons d’eau chaude en solaire thermique.

On peut produire du froid avec de la chaleur. Avec le solaire thermique, plutôt que de se chauffer avec une chaudière, on prend de la chaleur délivrée par le soleil. Cela prend des calories de l’extérieur. Il ferait moins chaud si les villes étaient couvertes de panneaux solaires. Un peu comme un arbre, le capteur solaire va capter l’énergie. On parle de froid solaire, lorsqu’il s’agit de produire du froid à partir de la chaleur.

Cela peut se faire de deux façons : soit avec une solution directe avec un appareil motorisé qui produit de la chaleur d’un côté et du froid de l’autre, soit avec une solution indirecte où l’on chauffe un fluide qui entraîne une turbine et génère de l’électricité. C’est ainsi que fonctionnent les centrales nucléaires. On peut faire la même chose en solaire et cette électricité peut alimenter une pompe à chaleur. Mais pour arriver à des solutions, compétitives, il faut un marché et créer une dynamique. » ([69])

Le fonds chaleur intervient pour financer les projets de production d’eau chaude solaire collective dans le logement et, par extension, dans l’hébergement permanent ou de longue durée avec des besoins similaires, comme le secteur hospitalier et sanitaire, les structures d’accueil, les maisons de retraite, ainsi que dans les secteurs tertiaire, industriel et de l’agriculture (hôtels à usage non saisonnier, piscines collectives, restaurants, cantines d’entreprises, laiteries, fromageries, et les processus industriels consommateurs d’eau chaude. La France métropolitaine est divisée en trois zones et, pour chacune d’entre elles, un niveau plancher de productivité solaire utile des installations est attendu : Nord (350 kWh utile/m2 de capteur solaire), Sud (400 kWh utile/m2 de capteur solaire) et Méditerranée (450 kWh utile/m2 de capteur solaire). Pour une surface de capteurs solaires supérieure ou égale à 25 m2 et inférieure à 100 m2, l’aide forfaitaire calculée sur vingt ans est de 55 euros/MWh solaire utile dans la zone Nord, 50 euros dans la zone Sud et 45 euros dans la zone Méditerranée. Pour les surfaces de capteurs solaires supérieures ou égales à 100 m2, l’aide est calculée en analysant le coût de revient du MWh de la solution solaire par rapport au coût du MWh d’une solution de référence fossile.

5. La chaleur fatale

La chaleur fatale est récupérée au cours d’un procédé n’en constituant pas la finalité première, sa source pouvant se situer dans des sites de production industrielle, des bâtiments tertiaires, ces centres de données, des sites d’élimination de déchets.

La commission d’enquête a auditionné les représentants de l’entreprise Carbonex, productrice de charbon de bois à partir de biomasse renouvelable produite en France (bois d’éclaircis et de récupération chez les tonneliers : chênes, charmes et hêtres), l’outil étant dimensionné à l’approvisionnement local. Pour son directeur, M. Pierre Soler-My : « Faire de l’électricité n’aurait pas de sens. Mais si nous ne faisions que du charbon de bois, nous n’utiliserions que 50 % de l’énergie et nous ne valoriserions pas les 40 % restants, sur lesquels 50 % sont transformés en charbon de bois, 30 % en chaleur et 10 % en électricité. Par conséquent, il serait dommage de ne faire que du charbon de bois, dommage de ne faire que de la chaleur et encore plus dommage de ne faire que de l’électricité. » ([70])

En ce qui concerne les centres de données, une étude conjointe d’EDF et de l’ADEME de septembre 2017 estime le gisement potentiel maximum de chaleur fatale des centres de données en Île-de-France à 490 GWh. Pour l’ADEME, la chaleur fatale dégagée par les équipements informatiques des centres de données qui abritent les systèmes nécessaires au fonctionnement des applications informatiques (Data Center) – la température attendue à la sortie des équipements froids prélevant les calories des salles des serveurs est de l’ordre de 40° à 50 °C, ressource dite de basse température – doit avant tout répondre aux besoins de chaleur d’autres entreprises situées à proximité ou d’un réseau de chaleur urbain.

6. Les réseaux de chaleur

En 2017, il existait en France 761 réseaux de chaleur et 23 réseaux de froid.

Selon l’enquête annuelle du Syndicat national du chauffage urbain et de la climatisation, 25 078 GWh de chaleur ont été livrés aux utilisateurs finaux des réseaux de chaleur en 2017, dont 91 % pour des bâtiments résidentiels et tertiaires, le nombre d’équivalents-logements raccordés atteignant 2,4 millions.

L’utilisation des réseaux de chaleur a permis d’éviter 5,5 millions de tonnes de CO2 par rapport à des chaudières individuelles à gaz, dont 1,4 million de moins grâce à la cogénération et 4,1 millions de moins par le recours à des énergies vertes. 92 % des réseaux ont un contenu en CO2 inférieur à une chaudière à gaz naturel (65 % avec un contenu de CO2 inférieur à 100g/kWh et 21 % neutres en CO2). Avec un contenu moyen en CO2 de 116 g/kWh, les réseaux de chaleur sont moins émissifs de 36 % par rapport à l’électricité (180 g/kWh), de 50 % par rapport au gaz naturel (234 g/kWh) et de 61 % par rapport au fioul domestique (300 g/kWh). Si le gaz naturel reste la source d’énergie majoritaire, elle est suivie par la chaleur issue de valorisation énergétique des déchets et de la biomasse. Les réseaux de chaleur ont utilisé 56 % d’énergie entrante d’origine renouvelable et de récupération en 2017.

Le graphique suivant montre la répartition des sources d’entrants des réseaux de chaleur en 2017.

Source : Syndicat national du chauffage urbain et de la climatisation

Le recours aux énergies renouvelables a une nouvelle fois augmenté par rapport à 2016. La biomasse continue d’augmenter (+6 %) pour atteindre 8,2 TWh pci (pouvoir calorifique inférieur) ([71]), soit environ 2,7 millions de tonnes d’équivalent bois. La géothermie directe a augmenté de 19 %, atteignant 1,5 TWh. Le biogaz a également fortement augmenté (+93 %), atteignant cette année 128 GWh pcs (pouvoir calorifique supérieur), ce qui est désormais comparable avec la consommation du fioul domestique. Les pompes à chaleur sont restées stables, aux alentours de 144 GWh (parts verte + électrique). L’énergie provenant des unités de valorisation énergétique des déchets ménagers (50 % renouvelable, 50 % de récupération) est, quant à elle, stable par rapport à l’année précédente, aux alentours de 9,3 TWh. En parallèle, la récupération de chaleur industrielle a augmenté de 21 %, atteignant 0,7 TWh. Le recours aux énergies fossiles a, quant à lui, diminué.

Lors de son audition par la commission d’enquête, M. Yves Lederer, président du groupe Coriance, spécialisé dans les délégations de service public de chauffage et de froid urbain a fait le constat suivant lequel : « Tout le monde reconnaît que le réseau de chaleur est le meilleur vecteur de valorisation de l’énergie renouvelable. On pourrait donc s’attendre à des dispositifs d’aide massifs. Le montant de celle du fonds chaleur a été réduit, ces dernières années. Il va augmenter dans le cadre de la PPE mais cela ne résout pas tout, d’autant que face aux énergies renouvelables que nous développons, nous sommes concurrencés par le gaz, qui est très peu cher. Or pour concurrencer le gaz avec des offres d’énergies renouvelables compétitives, il faut des aides. Les aides accordées en milliards d’euros à l’éolien sont sans commune mesure avec celles du fonds chaleur qui, lui, apporte des aides aux réseaux de chaleur renouvelable. Pourquoi ? Je ne sais pas. Mais c’est une réalité. Pour que la France atteigne ses objectifs en termes de transition et de pourcentage d’énergies renouvelables, il était prévu de développer les réseaux de chaleur existants en raccordant de plus en plus de bâtiments et de créer de nouveaux réseaux d’énergie renouvelable. Du retard a été pris par rapport aux objectifs. Le fonds d’aide prévu n’est pas suffisant pour tenir ces objectifs. » ([72])

D. L’appréciation de la Cour des comptes sur les énergies renouvelables thermiques

Dans son rapport sur le soutien aux énergies renouvelables de 2018, la Cour des comptes argue que « compte tenu de son profil énergétique peu carboné, si la France avait voulu faire de sa politique en faveur des EnR un levier de lutte contre le réchauffement climatique, elle aurait dû concentrer prioritairement ses efforts sur le secteur des EnR thermiques qui se substituent principalement à des énergies fossiles émissives de CO2. De ce fait, la place consacrée aux énergies renouvelables électriques dans la stratégie française répond à un autre objectif de politique énergétique, consistant à substituer les énergies renouvelables à l’énergie de source nucléaire. »

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

RTE a fait le constat suivant : « au cours du mois de juillet 2019, le contenu en gaz à effet de serre de la production d’EDF en France métropolitaine a été de 20 g d’équivalent CO2 par kWh - selon la méthode ACV. La moyenne mensuelle au titre du mois de juillet, sur les 15 dernières années, est de 30 g d’équivalent CO2 par kWh - selon la méthode ACV. Dans la continuité du mois de juin 2019, le mois de juillet 2019 a été très chaud avec des températures 1,6 °C au-dessus des normales saisonnières en moyenne. Une vague de chaleur s’est installée du 21 au 26 juillet, de durée similaire à celle de fin juin, mais de plus forte intensité, avec des températures jusqu’à 8 °C supérieures aux normales le 25 juillet. De nombreux records absolus de températures ont été battus en France. Dans ce contexte, en début de mois, la baisse de la production fatale (solaire, éolien, hydraulique, fil de l’eau) n’a cependant pas nécessité le démarrage des tranches charbon. En fin de mois, l’épisode caniculaire a tiré à la hausse le besoin en climatisation sans pour autant créer de tension sur les marchés, le charbon n’ayant été appelé que marginalement. La production à partir des cycles à combustion gaz (CCG) a, quant à elle, été soutenue tout le mois. La part moyenne de l’énergie produite par le parc thermique à flamme dans le mix énergétique d’EDF de juillet 2019 a représenté 2,8 % (la part moyenne de l’énergie produite par le parc thermique à flamme de juillet 2018 était de 3,1 %) »

Pour sa part, Blomberg New Energy Finance prévoit une augmentation de plus de 140 % d’ici 2050 de la demande d’électricité pour l’air conditionné dans le secteur résidentiel et commercial, une augmentation comparable à l’accroissement de la consommation globale d’électricité de l’Union européenne. BNEF considère que l’air conditionné représentera 12,7 % de la demande d’électricité au milieu du siècle, comparé à presque 9 % actuellement.

Une source de l’Union européenne, citée dans un article du Guardian d’octobre 2015, estimait à 72 % d’ici 2030, l’énergie consommée pour rafraîchir les bâtiments en Europe. Globalement, la demande d’énergie pour le chauffage devrait croître jusqu’en 2030, puis se stabiliser. Une étude de 2009 estime qu’aux environs de 2060, l’énergie utilisée dans le monde pour la climatisation dépassera celle requise pour le chauffage. Le développement potentiel de l’énergie utilisée pour le chauffage résidentiel et l’air conditionné dans le contexte du changement climatique retient un scénario de référence prévoyant une augmentation de la demande d’énergie pour le chauffage jusqu’en 2030, puis sa stabilisation. En revanche, la demande d’énergie pour l’air conditionné devrait croître rapidement sur la période 2000-2100, en raison principalement de la croissance des revenus. L’émission de CO2 associée au chauffage et à la climatisation passe de 0,8 GT en 2000 à 2,2 GT en 2100, soit 12 % du total des émissions de CO2 pour la consommation d’énergie, le plus fort accroissement intervenant en Asie. L’effet net global sur le changement climatique de la consommation totale d’énergie et des émissions est relativement faible, du fait de la compensation de l’augmentation au titre de la climatisation par la diminution au titre du chauffage. Néanmoins, envisagés séparément, les effets sur le chauffage et la climatisation sont considérables dans un tel scénario : une demande d’énergie pour le chauffage en diminution de 34 % sur le plan mondial en 2100, du fait du changement climatique, et une demande d’énergie, pour la climatisation, augmentant de 72 %. Sur le plan régional, les effets sont considérables, en particulier en Asie méridionale, où la demande de climatisation résidentielle pourrait augmenter de près de 50 % en raison du changement climatique, comparativement à la situation existant en absence de celui-ci.

Près de 87 % des bâtiments sont climatisés aux États-Unis et les projections pour le monde développé suggèrent qu’une évolution similaire est en cours dans les pays en développement. Selon le Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat, la seule demande d’électricité pour la climatisation augmentera de 300 TWh par an en 2000 à 4 000 TWh en 2050 et 10 000 TWh en 2100.

Dans le monde entier, environ 100 millions de climatiseurs fixes sont vendus chaque année. La dépense d’énergie primaire pour cette climatisation est d’environ 150 kWh/m2/an, bien plus élevée que la consommation d’énergie de chauffage des bâtiments neufs.

Aujourd’hui il faut installer, le plus souvent, deux équipements distincts pour le chauffage et pour la climatisation. Les problématiques sanitaires et énergétiques demanderont pourtant bientôt les mêmes investissements publics en faveur du froid qu’en faveur de la chaleur.

Il faudrait donc favoriser dès aujourd’hui les solutions qui permettent de répondre aux deux problématiques, telles que l’isolation des bâtiments (en notant que l’isolation peut être différente pour favoriser la chaleur ou conserver la fraîcheur), les solutions de ventilation et les éléments actifs qui combinent une réponse chauffage et climatisation. Le risque serait sinon de devoir subventionner deux vagues d’équipements distincts, indispensables l’un comme l’autre in fine aux ménages.