Synthèse du document « Panorama énergie-climat » (édition 2013) publié par le Ministère de l'Écologie, du Développement durable et de l’Énergie

Contributeurs:

Clément Roy, Clément Beckert, Romain Lasserre

Destinataire:

Marion Denantes

Contexte

Le Ministère de l'Écologie, du Développement durable et de l’Énergie vient de publier le « Panorama énergie-climat » en France - édition 2013 (160 pages), qui donne les derniers éléments concernant : 1. Les enjeux de la transition énergétique 2. La France dans son environnement européen et international 3. Le secteur pétrolier et gazier en France 4. Le système électrique en France 5. Les filières industrielles pour la production d’énergie décarbonée 6. Les filières industrielles pour un meilleur usage de l’énergie 7. Le prix de l’énergie, la fiscalité, et les dispositifs de soutien aux énergies renouvelables

Objectif de la mission

L’objectif de cette mission est de réaliser une synthèse chapitre par chapitre de la publication du Ministère. Le document ne présentant pas de résumé, cette synthèse permettra de diffuser les dernières connaissances relatives à la transition énergétique en France.

Livrable

Note de synthèse et/ou présentation PP.

Échéance

Avant le 15 Octobre 2013

Valorisation du livrable

Brainstorming pendant les réunions bénévoles + Publication sur le site TSP (TBC)

Résumé

Les enjeux de la transition énergétique

Lutter contre le changement climatique

Afin de contenir la hausse de température à moins de 2°C par rapport à l’ère préindustrielle, les émissions mondiales de gaz à effets de serre (GES) doivent être réduites de 50% en 2050 par rapport à leur niveau de 1990. Pour réduire les risques liés au changement climatique, l’action passe par la réduction des GES et par l’adaptation au changement climatique. -La réduction des GES a pour cadre principal la Convention-cadre des Nations Unies sur les changements climatiques (CCNUCC), née en 1992 au sommet de la Terre à Rio. Trois principes y sont reconnus : le principe de précaution, le principe de responsabilité commune mais différenciée (responsabilité plus lourde pour les pays les plus industrialisés), le principe du droit au développement économique.

En 1997, le protocole de Kyoto vient expliciter les objectifs et les moyens de la CCNUCC en fixant comme objectif aux 40 pays les plus industrialisés la réduction de 5% de leurs émissions de GES sur la périodre 2008-2012 par rapport à leur niveau d’émission de 1990. Pour ce faire, il propose trois mécanismes : un marché international des quotas de carbone, le Mécanisme pour un Développement Propre (MDP) et le Mécanisme de mise en Œuvre Conjointe (MOC). Le MDP et le MOC peuvent financer des réductions d’émission hors du territoire national contre l’octroi de crédits carbone échangeable, le MOC s’appliquant aux projets dans un pays ayant un engagement au sein du Protocole de Kyoto, le MDP pour les projets dans un pays n’ayant pas d’engagement. L’offre de crédit excède largement la demande sur la période 2008-2012.

Le Protocole de Kyoto connaît néanmoins certaines limites, puisqu’il ne s’applique qu’aux pays reconnus comme industrialisés au moment de l’établissement de la CCNUCC. La conférence de Doha en 2012 a décidé de mettre en oeuvre une deuxième période du protocole de Kyoto pour 8 ans (2013 – 2020) qui couvrira les émissions de 37 pays représentant 14 % des émissions mondiales. La France s’est quant à elle engagée à diviser par 4 ses émissions de GES entre 1990 et 2050. - L’adaptation au changement climatique connaît quant à elle un succès plus récent, mais grandissant. Ainsi La France a officialisé pour la période 2011- 2015 un premier Plan national d’adaptation (PNACC), intersectoriel et interministériel.

Maîtriser la demande en énergie et promouvoir l’efficacité énergétique

La France possède aujourd’hui l’une des intensités énergétiques (ratio consommation finale d’énergie et PIB) les plus faibles de l’Union Européenne (9ème place). La loi Pope fixe la réduction de l’intensité énergétique à 2% par an d’ici à 2015 puis 2,5% par an de 2015 à 2030. Pour ce faire, une politique sectorielle a été mise en place. -Dans le bâtiment (44% de la consommation énergétique de la France), objectifs : généralisation des bâtiments à basse consommation (BBC) et à énergie positive pour les logements neufs ; porter un million de logements neufs et anciens par an à un niveau de performance thermique élevé d’ici à 2017. -Dans le transport (32% de la consommation d’énergie finale française en 2011, dont 80% pour le secteur routier). Le parc automobile français se stabiliser en volume, mais la part de diésel croît. La consommation moyenne de carburant et d’émission de CO2 a fortement diminué depuis 1998, en particulier par des subventions aux voitures faiblement émettrices et la taxation de véhicules fortement émetteurs. -Dans l’industrie (par des mesures de plafonnement d’échange des quotas carbone, des mesures réglementaires, d’incitations financières) et l’agriculture. Le secteur de l’efficacité énergétique est aussi un secteur d’avenir, avec plus de 260 000 emplois en 2012 en France, avec des acteurs divers comme Saint-Gobain, Alstom, Vinci, Bouygues ou Eiffage.

Combattre la précarité énergétique

3,8 millions de logements sont selon l’INSEE en situation précarité énergétique (difficulté à disposer de l’énergie nécessaire à la satisfaction des besoins élémentaires des personnes). La lutte contre la précarité énergétique comporte trois axes : l’augmentation de l’efficacité énergétique des logements (en particulier par l’action de l’Agence Nationale de l’Habitat (l’ANAH)) et l’aide au paiement des factures d’énergie. L’ANAH permet en particulier aux ménages les plus modestes d’améliorer leur efficacité énergétique en particulier par l’obtention de subventions (jusqu’à 35% des coûts), d’éco-prêts à taux zéro, des crédits d’impôt développement durable, d’une aide du programme « Habiter mieux ».

Développer les technologies pour le système énergétique de demain

En 2011, en France le budget R&D dépensé dans les nouvelles technologies de l’énergie a dépassé celui alloué au nucléaire. L’ANCRE (l’Alliance nationale de coordination de la recherche pour l’énergie) rassemble et coordonnes les principaux instituts de recherche français sur cette question, et l’ANR finance les différents projets dans les domaines des énergies renouvelables et de la chimie verte, de l’économie circulaire, des réseaux électriques intelligents, des véhicules du futur, du programme « Nucléaire de demain » (ASTRID, RJH), et du programme « Ville du Futur ».

 

La France dans son environnement européen et international

Les objectifs européens énergie-climat

L’UE souhaite réduire de 80 à 95% ses émissions de GES par rapport au niveau de 1990. Pour ce faire, elle a adopté le Paquet Energie Climat 3x20 (réduction de 20% de l’émission de GES d’ici 2020, 20% de la consommation énergétique européenne par rapport à l’augmentation tendancielle, une part de 20% des énergies renouvelables dans la consommation d’énergie totale). Pour les gros émetteurs, un système d’échange de quotas d’émission de CO2, dit EU ETS (European Union Emissions Trading Scheme) a été mis en place, qui impose un plafond d’émission à près de 12 000 installations industrielles, responsables de 50% d’émission de CO2 en Europe. L’EU ETS connaît aujourd’hui une crise importante, une baisse du cours du carbone, essentiellement du fait de la dégradation des conditions économiques qui a contribué à un fort déséquilibre offre/demande.

Les marchés pétroliers et gaziers mondiaux

Malgré le ralentissement de l’activité économique dû à la crise, le prix du pétrole est resté élevé, essentiellement pour des raisons de tension géopolitique. Toutefois, l’offre s’est révélée excédentaire toute l’année, grâce à l’augmentation de la production Opep (essentiel de la croissance de l’offre) et au dynamisme de la production nord-américaine. Les prix du gaz, quant à eux, tendent à diverger selon les marchés de consommation (Amérique du Nord, Europe, Asie). En dépit de la baisse de la demande gazière en Europe, les prix ont augmenté tout au long de l’année, notamment à cause de la forte demande en GNL (Gaz Naturel Liquéfié) de l’Asie. En Amérique du nord, les prix du gaz restent faibles du fait de l’exploitation massive des gaz non conventionnels. La production gazière mondiale est en légère augmentation. En Europe, malgré une baisse de la consommation gazière, la dépendance à l’importation est importante du fait d’une baisse de la production domestique. Peu de nouvelles infrastructures se mettent en place ; il existe de nombreux projets de stockage (sites de stockage souterrain), mais leur mise en œuvre reste incertaine.

Les marchés européens de l'électricité

L’intégration grandissante des énergies renouvelables sous contrat d’achat (financées hors marché par le consommateur ou le contribuable), et la baisse des prix du charbon conduisent à une baisse quasi-générale des prix de l’électricité sur les marchés de gros en Europe, sur les marchés spot comme sur les marchés à terme (livraison différée). Le marché européen est en effet affecté par la crise économique, qui coïncide avec une forte croissance des volumes produits à partir d’énergie renouvelables et injectés prioritairement sur les réseaux. Le marché européen est très interconnecté : ainsi, pour la France, Les interconnexions avec les pays voisins contribuent de manière significative à la sécurité d’approvisionnement, avec des capacités d’importation estimées à environ 9 GW, et des capacités d’exportation estimées à 13 GW. Le développement des interconnexions permet ainsi de limiter la construction de nouvelles centrales pour assurer l’équilibre offre-demande. Ceci est absolument essentiel dans la mesure où l’électricité se stocke mal, l’offre et la demande doivent donc s’équilibrer sous peine de black-out.  

Le secteur pétrolier et gazier en France

Les importations et les exportations ; la facture énergétique

La facture énergétique de la France atteint un nouveau record, à 69 milliards d’euros en 2012 (3,4% de la richesse produite). Cette hausse s’explique par une progression des prix du gaz naturel et des produits pétroliers, qui l’emporte sur la baisse du volume physique des importations du pétrole brut et du gaz naturel. Les seuls produits pétroliers représentent près de 80 % du montant de la facture énergétique, et le gaz l’essentiel du reste. Enfin, l’excédent commercial d’électricité permet d’atténuer la facture énergétique, mais moins qu’en 2011 (rétractation sensible des exportations, -29%). Les prix du brut importé et des produits raffinés ont progressé de 9 % et de plus de 14 %. La facture gazière est également en forte progression : + 16,3 % sur un an, pour un total d’environ 13,5 Md€. La facture charbonnière atteint 2,4 Md€, en hausse de 6,2 %, sous l’effet d’une progression des quantités importées pour les besoins des centrales électriques.

L'exploration et la production d'hydrocarbures en France

L’année 2012 a été marquée par la poursuite de l’exploration en mer au large de la Guyane et par une activité à terre soutenue principalement au premier semestre. Sur terre, en particulier en Champagne et en Aquitaine, peu de succès notables. Sur mer, un forage en Guyane a seulement montré des indices de pétrole. Pour le gaz, la production est extraite de sept gisements de gaz et de deux gisements d’huile et de gaz associés. La production de gaz commercialisé a légèrement augmenté en 2012. Pour le pétrole, le nombre de concessions sur le territoire est de 64 soit une de plus qu’en 2011. La production de pétrole a diminué de 9% par rapport à 2011. Une baisse globale de la production d’hydrocarbure conventionnel est notable.

Le raffinage

L’année 2012 a été marquée par la mise sous cocon de la raffinerie LyondellBasell de Berre, les difficultés de la raffinerie de Petit-Couronnevsuite à la faillite du groupe Petroplus survenue en janvier. Les travaux de maintenance et de grand arrêt réalisés dans cinq raffineries françaises sont également des faits marquants.

Les carburants de substitution

L’objectif d’incorporation de biocarburants dans les carburants traditionnels, fixé à 7 % en énergie depuis 2010, n’est pas encore atteint. Les biocarburants doivent désormais respecter les nouvelles obligations relatives aux critères de durabilité. Les efforts doivent être maintenus sur les filières GNV (Gaz Naturel-Véhicule, méthane obtenu par gisement naturel ou par épuration de biogaz, lui-même obtenu par la collecte de déchets organiques) et GPLc (Gaz de Pétrolé Liquéfié-carburant).

Les infrastructures pétrolières

Les produits pétroliers sont importés quasi exclusivement par les ports, soit directement sous formes de produits finis, soit sous forme de pétrole brut dans les ports de Marseille, du Havre et de Saint-Nazaire pour être traités dans les raffineries françaises. En 2012, le transport de pétrole brut par pipelines a baissé de 28%. Le transport de produits finis a, quant à lui, baissé de 11%. Pour les infrastructures de stockage, les stockages de brut et de produits intermédiaires représentent respectivement 11,3 et 9,4 Mm3. Les capacités de produits finis s’élèvent quant à elles à environ 23 Mm3.

La distribution des produits pétroliers

En 2012, les ventes des produits pétroliers ont connu des évolutions différenciées selon les produits : -nouvelle baisse des ventes de supercarburants et poursuite de la hausse des ventes de gazole ; -net repli de la consommation de fioul domestique alors que les ventes de gazole non routier (GNR) augmentent fortement ; -hausse modérée des consommations de fioul lourd.

Les infrastructures gazières

98 % du gaz naturel consommé en France est importé. On dénombre 37 500 km de réseau de transport et 194 000 km de réseau de distribution, 15 sites de stockage de gaz naturel, 3 terminaux méthaniers. Fin 2012, les capacités journalières d’importation sur le territoire français s’élevaient à 2 850 GWh (~ 265 Mm3/j), dont 72 % pour les gazoducs et 28 % pour les terminaux méthaniers. A titre de comparaison, la consommation journalière moyenne est de l'ordre de 1 400 GWh. Pour les infrastructures de stockage (souterrain), Les capacités élevées de soutirage depuis les stockages (environ 3000 GWh/j à stocks pleins) contribuent à la sécurité d'approvisionnement des consommateurs finals en cas de pointe de froid. La Loi Grenelle 2 encourage le développement de la filière d’injection de biométhane dans les réseaux de gaz naturel.

Le système électrique en France

La production d'électricité en France et l'effacement

Le parc électrique français est exportateur et peu carboné (9% d’énergie fossile pour la production électrique en 2012), pour 130 GW de moyens de production. Le parc nucléaire français a produit 75% de l’électricité totale nette en 2012. La France est le pays qui émet le moins d’électricité carbonée en Europe, juste derrière la Suède. Elle exporte plus d’électricité qu’elle n’en importe. Le coût de l’électricité en France est parmi le plus faible d’Europe. Les capacités d’effacement (diminuer la consommation d’énergie d’un site en cas de pointe de consommation nationale) restent limitées. un dispositif assurantiel d’interruptibilité sera mis en place prochainement par l’intermédiaire duquel le gestionnaire du réseau de transport pourra, en cas de menace grave et immédiate sur l’équilibre offre/demande, procéder à l’interruption de certains consommateurs à profil de consommation interruptible, avec un délai court (quelques secondes), et dégager ainsi une capacité supplémentaire pouvant atteindre 400 MW. Ce dispositif entrera en fonctionnement en 2014.

Les réseaux de transport et de distribution d’électricité

Deux types de réseaux existent : de transport (acheminement sur longue distance) et de distribution (achemine sur courte distance). Exploité, maintenu et développé par RTE (Réseau Public de Transport Electricité), le réseau de transport d’électricité comprend 105 000 km de lignes électriques à haute et très haute tension, 4 700 transformateurs et postes de livraison, et 46 interconnexions avec les pays voisins. L’organisation de la distribution est sous contrôle des collectivités locales. Les réseaux de distribution sont constitués par les ouvrages de moyenne tension (entre 1000 V et 50 kV) et les ouvrages de basse tension (inférieur à 1000 V). ERDF, qui gère 95 % des réseaux de distribution, exploite 1,3 millions de km de lignes, 750 400 postes de distribution (HTA/BT) et 2 240 postes sources (HTB/HTA). Elle dessert 35 millions de clients.

La sécurité du système électrique

Deux types de sécurité existent : la sécurité d’approvisionnement (couvrir de façon fiable les besoins de l’ensemble du réseau) et la sûreté du fonctionnement (sûreté de la distribution au consommateur, sous contrôle de la RTE). Ces sécurités sont d’autant plus importante que la France connaît depuis 1950 une tendance haussière au pic de consommation. Le réseau, notamment transeuropéen et THT (Très Haute Tension) permet le rééquilibrage et la mutualisation des productions d’électricité. La RTE se charge de modéliser et de prévoir l’évolution de la production et de la consommation. Afin d’ajuster en temps réel les niveaux de production et de consommation sur le territoire, RTE dispose de réserves de puissance mobilisables à très brève échéance : les réserves primaires et secondaires (appelées services systèmes) et le mécanisme d’ajustement. Les services systèmes constituent un moyen d’équilibrage du réseau mutualisé et coordonné au niveau européen, qui mobilise l’ensemble des installations de production raccordées au réseau, au-dessus d’une certaine puissance. Ces dernières sont tenues de réserver une partie de leur puissance disponible à des fins d’équilibrage du réseau. Ces réserves sont activables très rapidement (moins de 30 secondes pour la réserve primaire et moins de 15 minutes pour la réserve secondaire) et sont utilisées en permanence afin d’assurer l’équilibre entre production et consommation.

Néanmoins ces réserves doivent être complétées par des dispositifs complémentaires, à même de permettre au réseau d’absorber des incidents majeurs comme la déconnexion d’une centrale nucléaire, ou la perte d’une ligne à très haute tension. C’est pourquoi il existe une réserve tertiaire, aussi appelée mécanisme d’ajustement. Ce mécanisme de marché a été mis en place par RTE en 2003 et contribue à la sûreté du système électrique. RTE fait appel aux producteurs et aux consommateurs connectés au réseau pour qu'ils modifient très rapidement leur programme de fonctionnement prévu. Les acteurs du marché qui disposent de réserves de flexibilité communiquent à RTE des offres à la hausse et à la baisse par rapport à leur programme de fonctionnement. RTE sélectionne ensuite ces offres en fonction de leur coût et de leurs conditions techniques d’utilisation. Ce mécanisme fonctionne sous le contrôle de la Commission de Régulation de l’Energie.

Les filières industrielles pour la production d’énergie décarbonée

La biomasse

Pour la biomasse énergie, au niveau mondial, la tension sur les ressources forestières est croissante au vu des différents rôles de la forêt et des différents usages du bois. Sur les marchés, les biocombustibles sont très dynamiques : le biocoal (charbon de bois) et les granulés sont en forte croissance. En termes de puissances installées fin 2011, la France disposait de 812 MW issus de la «biomasse solide » (incluant la part renouvelable de l’incinération) et de 227 MW à partir de biogaz. Deux problèmes néanmoins.

-Une forte tension sur les ressources forestières. La FAO dans son rapport, « Evaluation des ressources forestières mondiales 2010 » indique que sur 233 pays et territoires, environ 13 millions d'hectares de forêts par an ont été convertis ou ont disparu dans le monde de 2000 à 2010, contre 16 millions d'hectares par an dans les années 1990. En termes de tendance, le Brésil et l’Indonésie voient leur taux de déforestation diminuer par rapport à 1990. La Chine, l'Inde, les Etats-Unis et le Vietnam ont lancé des programmes de reboisement qui, additionnés à l’accroissement biologique, ont ajouté plus de 7 millions d'hectares de nouvelles forêts chaque année. En Europe, la coupe de bois est inférieure ou égale à l’accroissement biologique. En 2010, la France est le troisième pays avec 2 453 milllions de m3 (volume sur pied) sur un total de 21 750 milllions de m3 dans l’Union européenne. L’accroissement biologique annuel représente environ 85 millions de m3 et la coupe de bois environ 40,4 millions de m3, soit 47% de l’accroissement biologique.

-Le problème de la qualité de l’air. La combustion de la biomasse produit de nombreuses particules fines et d’autres polluants. Il est donc impératif de ne développer que des équipements performants, et de réduire les émissions de particules en commençant par renouveler le parc ancien des équipements individuels de combustion de bois.

L’éolien

A la différence de 2011, le marché éolien mondial a renoué avec la croissance, augmentant de 8% par rapport à la capacité installée pendant 2011. En particulier dans l’UE, cette croissance a été de 24,5%. Cette amélioration contraste avec la situation de la France, où les mises en service de 2012 ont tout juste atteint 60% du niveau de 2010. L’éolien offshore mondial se consolide, avec une capacité totale installée de plus de 5GW.

Le parc éolien s’élève en France à 7,6 GW à la fin 2012, en hausse de 11 % par rapport à fin 2011. La disparité régionale persiste, avec plus de la moitié des installations concentrées sur seulement 5 régions. La production éolienne s’est accrue quant à elle de 23 % pour atteindre 14,3 TWh (chiffre provisoire) sur l’ensemble de l’année 2012. A différence de l’éolien posé, l’éolien flottant permet de s’affranchir des contraintes liés à la profondeur et à certains conflits d’usage, tout en profitant de forts vents marins. Environ 60% de la ressource vent européenne peut être exploitée par des éoliennes flottantes pour des profondeurs comprises entre 50 m et 150 m. Des initiatives pour développer ces technologies sont en cours dans plusieurs pays comme le Japon (avec un projet de parc face à Fukushima), les Etats Unis, la Norvège, le Portugal et l’Espagne.

Les énergies marines

L’année 2012 a confirmé et renforcé la tendance initiée en 2011 en France – et dans le monde – vers la précommercialisation des premières technologies d’énergies marines renouvelables. L’hydrolien est aujourd’hui la technologie la plus avancée, et l’année 2012 a permis de progresser dans la connaissance de la technologie et de la ressource disponible.

En France, la ressource connue est concentrée majoritairement au large des côtes de Normandie, de Bretagne et des Pays de la Loire, et des opportunités sont aussi à saisir dans les territoires d’outre-mer, et dans les régions Aquitaine, Languedoc-Roussillon et PACA. Avec la deuxième ressource hydrolienne européenne, et un bon potentiel sur les autres energies marines renouvelables, la France est un des pays qui s’intéressent le plus au développement de ces technologies, au côté du Royaume-Uni, le Canada, le Portugal, l’Espagne, la Corée, le Japon et, plus récemment, la Chine et certains pays insulaires comme les Philippines. Pour autant, ces technologies n’ont pas encore atteint le stade de développement nécessaire pour envisager un déploiement commercial à grande échelle. Des initiatives notables de soutien à la filière ont démarré en 2012, notamment -la confirmation par la labellisation de l’Institut d’excellence en énergies décarbonées (IEED), France Énergies Marines du soutien de l’État à la mise en place d’un réseau pérenne de sites d’essais en mer et à la création de filières dans la perspective de les amener au stade de la compétitivité, -un nouvel AMI, -le soutien par le programme européen NER 300.

La géothermie

En 2012, des développements contrastés peuvent être constatés dans les trois principaux marchés de la géothermie. La production d’électricité géothermique continue son développement sur les marchés internationaux, en France les acteurs industriels se mobilisent tout en attendant des décisions d’orientation. Les professionnels poursuivent la structuration de la filière, et continuent d’être mobilisés dans de nombreux projets de recherche et innovation. On observe un ralentissement sur le marché européen des pompes à chaleur depuis 2009, mais une croissance stable en Europe comme en France de l’utilisation directe de l’énergie géothermique. L’AMI joue un rôle majeur en France dans le soutien au développement de la filière géothermique, tout comme le fond européen NER 300 à l’échelle européenne.

L’hydroélectricité

La filière hydroélectrique regroupe les centrales produisant de l’électricité à partir d’une retenue sur un cours d’eau, dont la puissance est proportionnelle à la hauteur de chute et au débit. Ses capacités de modulation rapide, les 7 500 milliards de litres de retenues sur le territoire national et la dimension renouvelable et non émettrice de CO2 de son énergie, font de l’hydroélectricité un atout majeur pour le réseau électrique français. Avec 25 600 MW de puissance installée et une production d’environ 63,8 TWh en 2012, l’hydraulique est la deuxième source de production derrière le nucléaire, et la première source d’électricité d’origine renouvelable en France. L’hydroélectricité représente ainsi 11,8 % de la production nette en France sur l’année 2012. Les deux turbines du barrage du Rizzanese ont été successivement mises en service en février et avril 2013. La centrale de Sainte-Lucie de Tallano, en aval du barrage, alimente désor mais le réseau électrique corse. Alstom a inauguré son nouveau siège du centre mondial de technologie en hydroélectricité à Grenoble le 1er février 2013. Ce pôle d’expertise qui regroupe 650 personnes coordonnera l'ensemble des activités de recherche et développement du Groupe dans le domaine de l’hydroélectricité.

L’industrie nucléaire

Au 1er avril 2012, 436 réacteurs nucléaires civils destinés à la production d’électricité fonctionnent, dont cependant 50 sont provisoirement à l’arrêt au Japon, et 59 sont en construction pour un investissement de l’ordre de 250 milliards d’euros. Dans quelques pays (Allemagne, Suisse, Belgique, Italie), la sortie du nucléaire a été décidée ou confirmée suite à l’accident de Fukushima. Dans d’autres, le programme a été décalé de quelques années pour prendre en compte le retour d’expérience. Dans la majorité des pays (Chine, Inde, Pologne, République Tchèque…), le programme nucléaire n’a pas été affecté. En matière de politique nucléaire, le Président de la République a confirmé lors du conseil de politique nucléaire réuni le 28 septembre 2012 l’engagement de réduction de la part du nucléaire de 75% à 50% à l’horizon 2025 dans la production d’électricité française. Dans cette optique, le Président de la République a annoncé que les deux réacteurs de la centrale nucléaire de production d’électricité de Fessenheim seront arrêtés définitivement au plus tard le 31 décembre 2016. Il a aussi assuré qu’aucun nouveau réacteur ne serait mis en marche pendant son quinquennat.

Pour 90% des déchets radioactifs produits, il existe des filières de gestion définitive. Ce n’est pas encore le cas pour les déchets de Haute Activité (HA) et Moyenne Activité à Vie Longue (MAVL) et pour les déchets de Faible Activité à Vie Longue (FAVL), qui sont actuellement entreposés de façon sûre en attente d’un exutoire final. Le CSFN a réalisé une cartographie de la filière nucléaire française établissant qu’elle rassemble plus de 2 500 entreprises employant près de 220 000 salariés. Elle réalise un chiffre d’affaires de 46 milliards d’euros dont 5,6 milliards à l’export. Avec 1,8 milliards d’euros de R&D, la filière nucléaire se classe en 4ème position des filières les plus innovantes de France. C’est aussi une filière qui prévoit d’embaucher massivement : 110 000 recrutements sont attendus d’ici 2020.

Le photovoltaïque et le solaire thermodynamique

La puissance photovoltaïque installée dans le monde a dépassé en 2012 la barre de 100 GW et le marché mondial du photovoltaïque reste stable par rapport à 2011. Mais, preuve de sa forte dépendance aux mécanismes de soutien, le photovoltaïque a souffert du ralentissement généralisé de ses marchés historiques (on est loin du niveau de croissance du marché annuel de 75% enregistré en 2011, et très loin de la croissance de 130% enregistré entre 2010).

Si l’Europe continue à dominer le marché mondial au niveau de la puissance raccordée au réseau (la puissance installée annuellement se stabilise entre 17 et 18GW par an pour la troisième année consécutive), son marché annuel est – pour la première fois – en décroissance (un marché qui est passé de plus de 200% de croissance annuelle en 2010, à une décroissance de 7% en 2012 (source EPIA)). Le marché mondial a donc été soutenu principalement par les installations aux Etats Unis, en Chine et au Japon. Dans ce contexte, avec plus de 4GW cumulés dont un peu plus de 1GW installés durant 2012, la France reste néanmoins le 3ème marché européen et le 6ème mondial. Le parc photovoltaïque a atteint en France une puissance de 4 003 MW en fin d’année 2012. Entre fin 2011 et fin 2012, la puissance total du parc photovoltaïque installé s’est accrue de 37 %.

Le prix de l’énergie, la fiscalité, et les dispositifs de soutien aux énergies renouvelables

28 - Les prix des produits pétroliers

Sabine GUICHAOUA ; Bruno MIRAVAL

• Les cotations internationales des produits raffinés en $/t ont légèrement augmenté en 2012. Les cotations en €/t ont connu une hausse plus importante. Les prix à la consommation des carburants et du fioul domestique en France ont suivi la tendance haussière des cotations internationales en euro. La baisse des prix des carburants à partir de septembre résulte du triple effet de la baisse des cotations internationales, de la réduction temporaire de 3 c€/l de la TICPE dans le cadre du plan d’action du Gouvernement et de l'effort complémentaire fait par les distributeurs.
• Evolution des cotations sur l'année 2012 : quatre phases : une première de hausse due à la vague de froid (janvier à avril), une baisse due à la situation économique de la zone euro (mai à juin), une nouvelle hausse due des craintes sur l'offre de produit raffinés due à la fermeture et maintenance d'unité (juillet à septembre), une nouvelle baisse suivant le cours du brut (octobre à décembre) accentuée par le rapport euro/dollar
• Evolution des marges de raffinage :
  • En forte hausse due à l'arrêt des raffineries sur la facade atlantique (fermeture ou maintenance) - on retrouve le niveau 2008
  • Les difficultés structurelles demeurent - baisse de la demande, surcapacité, déséquilibre du mix de consommation.
  • Depuis 2013, retour à la à des moyennes de marges beaucoup plus basses
• Prix à la consommation en France : en augmentation
  • Afin de limiter la hausse, baisse de la TICPE de 3c€/l sur gazole et essences entre le 29/09 au 28/11
  • Le budget carburant passe à 1130€/menage en 2012 contre 1100€/2011

• Les marges brutes des distributeurs / transporteurs essences/fioul :
  • Sur l'essence : Marge inférieure à celle de l'UE, par rapport à 2011 : une baisse des marges a été observée : effort consenti par les distributeurs et sus de la baisse de la TICPE.
  • Sur le fioul : marges plus élevées du fait de la structure de la distribution

• Comparaison des marchés français et européens : Les prix français sont plus bas que les prix européens (gazole de 10c€/l, 6 pour le super)
• La mission Inspection générale des finances / Conseil général en économie industrie, énergie, technologies :
  • missionné sur les prix à la consommation en France, ses conclusions: les prix sont déterminés par des facteurs externes à la France (rapport €/$, prix du brut)
  • Pas d'évolution anormale des marges de raffinage ou de distribution - circuit très compétitif
  • Divers mesures sont en cours d'études (libération des licences sur le site web du MEEDAT sur les prix à la pompe, reprise des cahiers des charges des stations d'autoroute, maîtrise du cout des certificats d'économie d'energie)

29 - Les prix du gaz

Les consommateurs finals (sic) peuvent s'approvisionner en gaz dans le cadre d'offres à tarif réglementé, proposées par les fournisseurs istoriques, ou d'offres de marché, librement définies par chaque fournisseur. Les évolutions du prix du gaz pour les consommateurs finals continuent de dépendre principalement de celles des prix du pétrole mais aussi pour une part croissante des prix des marchés de gros du gaz en Europe. Une réforme des modalités de fixation des tarifs réglementés, visant à accroître la transparence du dispositif, et à refléter fidèlement les coûts, a été engagée en décembre 2012.

• La structure du prix du gaz : 50% d'approvisionnement, 25% de transport (fixé par la CRE - couverture des couts des gestionnaires de réseaux), 10% coûts de commercialisation, 15% de taxes (TICGN 1,19€/MWH, Contribution solidarité, 2% pour les retraites des gaziers, TVA°
• Les coûts d'approvisionnement :
  • Gazoduc : depuirs Norvege, Pays Bas, Russie, méthanier depuis Algérie, Egypte, Quatar
  • Large part en contrat long terme dont les prix sont indexés sur des paniers de produits pétroliers - historiquement concurrents du gaz. Ces contrats ont des clauses de lissages pour se protéger de la volatilité des prix
  • Les marchés SPOT : conjoncturellement plus bas que les prix du pétrole depuis 2009. Les entreprises gazières ont tendance à indexer les contrats à terme sur les prix spot (40% pour suez en 2012). Les prix spot sont 3 fois plus élevés que les prix US (développement du schiste)

• Les prix du gaz pour le consommateur final :
  • les tarifs réglementés : fixés par la CRE (82% des clients résidentiels)
  • les tarifs de marchés (78% de clients non résidentiels)
  • Possibilité pour les clients <30 000Kwh/an de basculer des tarifs de marché à des tarfis réglementés

• Fixation des tarifs réglementés : Evolution de la réglementation : publication d'un décret 2013-400 du 16 mai 2013. Amélioration de la transparence dans le calcul des coûts de chaque fournisseur. Intégration de variation infra-annuelle. Possibilité pour le gouvernement d'opérer du lissage en cas de pic sur les prix

• Comparaison européenne : Prix TTC comparable à la moyenne européenne, mais inférieur de 8% à la zone €.

30 Les prix de l'électricité

Depuis l’ouverture totale des marchés de l’électricité en 2007, les tarifs réglementés, arrêtés par le gouvernement et proposés par les fournisseurs historiques, coexistent avec des offres de marché librement fixées par l’ensemble des fournisseurs (historiques et alternatifs). L’ARENH (accès régulé à l’électricité nucléaire historique), introduit par la loi NOME, permet à l’ensemble des consommateurs, quel que soit leur fournisseur, de continuer à bénéficier de la compétitivité du parc nucléaire historique. Le prix de l’électricité en France est un des plus bas d’Europe au bénéfice du pouvoir d’achat des ménages et de la compétitivité des entreprises.

La structure des prix de l'électricité :

• Le principe de la tarification est la couverture des coûts. Chaque client paye en fonction de ce qu'il coute au réseau (note de la synthèse : ce n'est pas le cas pour les systèmes insulaires…)
  • La part acheminement (32%) : couvrir les couts de fonctionnements de RTE et ERDF. Fixé par la CRE
  • Une part énergie (32%): cette part comprends les coûts d'approvisionnement ou de production en énergie, ainsi qu'au coûts commerciaux (6%)
  • Une part fiscalité :
    • CPSE (7%) : contribution au service public de l'électricité - financement des tarifs sociaux, obligation d'achat aux producteurs renouvelables, péréquation DOM / TOM. Régulée chaque année par le CRE. 13E du MWh
    • TCFE (6%): taxe sur la consommation finale de l'électricité : taxe pour les collectivité territoriales
    • CTA (2%): contribution tarifaire d'acheminement : les retraites des agents (2% des factures)
    • TVA

Les offres libres et réglementées Pour les particuliers passage des offres réglementées à libres sans limitation (93% des résidences sont aux tarifs réglementés) Les industriels (>36kVA) possibilité de revenir pour les contrats souscrits avant le 7 décembre 2010 - 56% sont passé au libre Depuis la loi NOME : les producteurs peuvent avoir accès au tarif du nucléaire "à hauteur de la part de la production nucléaire dans la consommation" (??) 31 Décembre 2015 : disparition des tarifs réglementés : nouvelle méthode de construction des prix basés sur le cout de production du nucléaire puis addition des autres couts (??) L'évolution du prix de l'électricité : historiquement élevé pour rembourser l'investissement du parc (1950 350Euros/MWH, à 135Euros/MWH) puis diminution en euros constants à la fin de l'investissement. Petite remontée récente suite aux nouveaux investissement Les prix les plus bas d'Europe : 30 moins cher que la zone euro pour les particuliers, vs Allemagne 30% pour les industriels 80% pour les résidentiels.

Les perspectives : d'importants investissements (réseau, parc de production, soutient au renouvelable). D'ici 2017 augmentation de 30% à prévoir

31 La fiscalité de l'energie

Frédérique DELAUGERRE ; Julien DUCASTELLE ; Louise ORIOL ; Bruno MIRAVAL, Thomas PERTUISET.

Au niveau national, la fiscalité des produits énergétiques a connu peu de changements en 2012. Au niveau européen, l'année 2012 a vu la poursuite de la négociation sur la révision de la directive européenne relative à la taxation des produits énergétiques et de l'électricité. L'issue des négociations demeure toutefois incertaine du fait des divergences de vues entre certains Etats Membres. Le régime fiscal : Encadré par le droit communautaire : 23/96/CE qui encadre les taux minimum de taxation, les exonérations, et les assiettes

'L'électricité :'

• CSPE : permet de financer le service publique de l'énergie (la péréquation avec les DOM TOM, les tarifs sociaux, le médiateur de l'énergie, le financement du rachat de la production en PV ou en Eolien). Des plafonnements pour la consommation des grands consommateurs sont prévus. (7GHW ou 540k€/an)
• Les taxes sur la consommation d'électricité :
  • Taxe départementale : due par les producteurs et autoproducteurs produisant moins de 240GWh et prélevée par les fournisseurs pour le compte du département.
  • Taxe communale : fixée par une délibération du conseil municipal ou du syndicat de distribution de l'électricité. Les communes peuvent choisir de ne pas appliquer la taxe.

Ces taxes permettent de financer les syndicats d'életricification

• Taxe sur la consommation intérieur d'électricité : pour les utilisateurs à fortes consommation (>250kVA) Sont exonérés : le transport par rail, la métallurgie…)

'Le Gaz : '

• Taxe intérieure sur la consommation du Gaz Naturel - collecté par les fournisseurs. Le régime d'exonération : consommation par les particuliers, l'utilisation en carburant, l'utilisation dans des process de fabrication, pour la production d'électricité - à l'exception des petits producteurs;
• Contribution au tarif spécial et solidaire : permettra à terme de payer le biométhane injecté sur le réseau.

Le financement des retraites des agents : uniquement pour les agents embauchés avant le 1er janvier 2005. (8 à 30 € par an pour un consommateurs) pour l'électricité.

'Les produits pétroliers - TICPE'

• Le régime d'exonération : les taxis, agriculteurs, compagnie aérienne, les produits utilisés dans des process industriels,
• Une taxe à modulation régionale : une taxe en deux tranches à la main des conseils régionaux pour financer exclusivement les projets de déplacement alternatifs à la route
• Une part de la TICPE est reversée par l'état au titre de la compensation des moyens financiers liés à la décentralisation.
• Cette taxation représente 24 milliards d'euros en 2012. 4eme recette fiscale pour l'état derrière l'impôt sur le revenu, la tva, et l'impôt sur les sociétés

'Révision de la directive 23/96/CE - point des négociations : '

• introduction d'une taxe sur la consommation basée sur le contenu énergétique de la consommation, et une autre sur liée aux émissions de CO2
• Pour objectif : de mettre en place un signal prix sur le carbone, de mettre fin à certaines exonération dans certains secteurs, de garantir un traitement cohérent entre les sources d'énergies

Mise en place d'une taxation pour compenser l'injection de bio méthane : impact null (10c€ par an pour un foyer de 4 personnes)

32 Les dispositifs de soutient à la production d'énergie renouvelable

Martine LECLERCQ ; Alice VIEILLEFOSSE ; Nicolas BARBER ; Yves LEMAIRE ; Georgina GRENON ; Soraya THABET Le développement des énergies renouvelables bénéficie d’un soutien de l’Etat soit en amont dans le domaine de la recherche et développement, soit en phase d’industrialisation en soutien à la demande et au déploiement commercial (par exemple par le biais de tarifs d'achats, d’appels d’offres ou de dispositifs fiscaux). Le choix entre les différents outils de soutien dépend de la maturité technologique, de la compétitivité et des retombées en termes de valeur ajoutée en France et en Europe, au regard des caractéristiques de la chaîne de valeur de chaque énergie et de nos avantages comparatifs.

'La compétitivité des ENR :'

• Une question de maturité : une technologie a besoin d'un processus de développement pour lui permettre l'atteinte d'une maturité industrielle qui se caractérise par l'impossibilité de baisse de coûts du fait d'amélioration techniques ou de gain de productivité importants.
• La compétitivité s'évalue en fonction des autres technologies : maturité et compétitivité ne sont pas équivalentes. La compétitivité s'évalue entre les technologies qui substituent entre elles. Cette compétitivité s'inscrit aussi dans le mix énergétique et le réseau. De plus il faut considérer les externalité : déchets, GES… Le cadre réglementaire peut aussi fortement influencer la compétitivité
• Toutes les technologies de production EnR ne sont pas au même stade de maturité et de compétitivité. Le spectre est fortement hétérogène (facteur d'un à huit entre l'éolien et le PV Résidentiel)

'Le soutient de l'état :' Pas de développement de ces technologies dans le seul contexte de marché. Les principes de soutient doivent être adaptés en fonction de l'évolution des technologies. Ils visent à leur permettre une rentabilité pour permettre leur déploiement

• Les outils dans le secteur énergétique :
  • Les Appels d'offres si : les ressources sont rares, présence d'asymétrie d'information, conflits d'usage, enjeu de démonstration industrielle.
  • Les tarifs d"achat : adaptés aux filières matures, nombreux sites de déploiement,conflits d'usage limités.. La durée est fixée de 12 à 20 ans. La loi vise à assurer une rentabilité normale aux capitaux investis dans ces filières. Ils doivent être adaptés aux couts réels de production de celles ci. Les surcouts sont finances par la CSPE. Pour le PV il y a une adaptation en fonction du nombre de producteur connecté.
• Les outils dans le secteur de la chaleur en secteur Résidentiel :
  • Les outils réglementaires : généralisation des bâtiments à énergie basse consommation (2012), et positive (2020) : loi grenelle
  • Les outils incitatifs :
    • Crédits d'impôts Développement durable : ciblée sur les équipements les plus efficaces. 7 millions de foyers bénéficiaires entre 2005 et 2011.
    • Ecoprêts à taux zéro : 30k€ aux foyer sans conditions de ressources sur le financement de travaux de rénovations énergétique
    • Certificat d'Economie d'énergie : imposer aux fournisseurs de développer les économies d'énergies. La mise en place de dispositif pour les équipement de chaleur en EnR a permis l'installation de 5,1TWh par an de chauffage en EnR.
• Les outils dans le secteur de la chaleur hors secteur Résidentiel : (tertiaire, collectif, industrie..) : le Fonds chaleur : 1 Milliard d'euros - économiser 5,5 millions de tep d'ici 2020. Permettre de garantir un prix de la chaleur 5% inférieure à une énergie conventionnelle. Géré par l'ADEME
• Les outils dans le domaine des transports :
  • Taxe générale sur les activités polluantes
  • Incitation aux agro-carburants

'Le cout pour l'état : variable selon les filières - évaluation très délicate'

• EnR électrique : répercuté sur le consommateur final… (5,1 Md€ pour 2013 dont 2 pour le PV…) En forte croissance fois 5 depuis 2010.
• EnR thermique : 2Md€ pour le Credit impôt DD, 80M€ pour l'eco prêt à taux 0
• Transport : Le bilan du soutien aux transports se traduit par un surcroît de recettes pour l’Etat de 70 M€ et un coût pour les consommateurs de l’ordre de 770 M€. Via un mécanisme de surconsommation de bio-carburant due à des carburants à moindre pouvoir calorifique.