Débat national sur la transition énergétique française. Groupe de Contact des Entreprises de l Energie. Groupe de travail 1 :

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1 Débat national sur la transition énergétique française Groupe de Contact des Entreprises de l Energie Groupe de travail 1 : Compétitivité de l approvisionnement énergétique Rapport de synthèse 24 juin 2013

2 Synthèse 1) L Europe considérée dans son ensemble est devenue une zone d énergie chère, ce qui nuit à sa compétitivité par rapport : - aux Etats-Unis qui ont l avantage d un gaz de schiste abondant et peu onéreux, - à la Chine, qui tire l essentiel de son électricité d un charbon à bas coût, - aux nombreux pays qui subventionnent leurs industries énergie-intensives. Cela pèse sur l ensemble de son économie et de ses acteurs économiques, et pénalise fortement les industries à forte intensité électrique ou gazière, notamment chimie de base, raffinage, acier, aluminium, etc. 2) En France, l avantage historique apporté par son parc nucléaire s est dégradé. Pour les électrointensifs, il s est même inversé entre la France et l Allemagne compte tenu des mesures spécifiques prises par ce pays en faveur des industriels gros consommateurs. 3) Il est donc essentiel que la transition énergétique ne se traduise pas par une augmentation du coût de l énergie en France mais qu au contraire le critère de compétitivité-coût de l offre énergétique guide le choix du mix énergétique, des options technologiques retenues ainsi que du montant et de l échéancier des investissements totaux (y compris réseaux et centrales de back-up) à réaliser. Cela est d autant plus important que : - les industries énergie-intensives et les entreprises soumises à la concurrence internationale nécessitent à la fois des mesures d urgence et des mesures structurelles pour abaisser leur coût d accès à l énergie ; - le gouvernement souhaite limiter la hausse des prix pour les ménages ; - la sûreté et la qualité du système électrique doit être préservée. 4) A ce titre il convient de tirer les leçons de l expérience allemande dont la politique volontariste arrive à un point critique : - refus des ménages de voir leur facture continuer à augmenter de manière exponentielle ; - sécurité d approvisionnement dégradée ; - maintien à un niveau élevé des émissions de CO2. 5) D où les recommandations pour une transition énergétique responsable : - sur le plan économique : disposer d une analyse coût/efficacité précise, exhaustive et transparente des mesures envisagées pour diversifier le mix énergétique ; puis budgéter et contrôler toutes les dépenses en privilégiant les technologies les plus performantes ; - sur le plan technique et réglementaire : ajuster la vitesse de développement des nouveaux investissements pour prendre en compte la vitesse d adaptation du réseau afin de maintenir un haut niveau de qualité de fourniture ; pour les filières non matures, concentrer l'effort sur la R&D et sur la préparation de l'industrialisation ; - sur le plan industriel : faire de la transition énergétique un levier de compétitivité pour l industrie française. 6) Des mesures urgentes sont indispensables pour redonner de la visibilité et réduire le handicap prix des industries énergie-intensives : - revoir les conditions d accès au parc de production historique (nucléaire, hydraulique), - mettre en place, sous réserve de leur applicabilité en France, les pratiques courantes des autres pays pour renforcer la compétitivité de leurs entreprises sur l ensemble des éléments de coûts, notamment en valorisant les solutions apportées par les industriels au système énergétique français (cogénérations, effacements) ; - rétablir la compétitivité des gazo-intensifs. 7) Tout ceci est d autant plus justifié que : «PRODUIRE EN FRANCE, C EST LUTTER CONTRE LE CHANGEMENT CLIMATIQUE» 2

3 1. CONSTAT : LA COMPETITIVITE ENERGETIQUE FRANÇAISE EST EN RECUL Par rapport à d autres régions du monde, l Europe est une zone d énergie chère, et cet écart s est creusé dans la période récente. La comparaison avec les Etats-Unis est sans appel. Le prix de l électricité est deux fois plus élevé en Europe que dans ce pays, et même trois fois pour le résidentiel en Allemagne. Le prix du gaz est deux fois plus élevé en Europe qu aux Etats-Unis pour les ménages, et quatre fois pour les industriels si l on tient compte des avantages, fiscaux ou autres, qui leur sont consentis. Les chiffres ci-dessous 1 présentent la situation observée en 2012 pour le consommateur moyen (hors consommateurs intensifs dont la compétitivité, altérée en France, fait l objet de descriptions spécifiques dans la suite de ce document) : Electricité (cts /kwh) Résidentiel Industrie Gaz (cts /kwh) Résidentiel Industrie USA UE 27 France 11,55 18,6 14,1 6,5 14,5 11,5 Source : 2,47 6,3 6,35 0,86 4,7 4,6 L avantage des Etats-Unis tient à la révolution du gaz de schiste. Les prix de marché du gaz en Europe et aux Etats-Unis ont franchement divergé à partir de 2010 alors qu ils étaient auparavant assez proches. Les prix européens ont augmenté et les prix américains ont baissé. Compte-tenu de l abondance des ressources en gaz non conventionnel aux Etats-Unis et plus généralement de leur richesse en énergie primaire, le gaz et par voie de conséquence l électricité sont appelés à demeurer moins chers aux Etats-Unis qu en Europe, qui n est pas aussi bien dotée en ressources fossiles et doit importer une part croissante de ses besoins (environ 99% de son pétrole et de son gaz pour la France). Deuxième désavantage pour l Europe : l importance des soutiens aux consommateurs d énergie dans d autres régions du monde. Dans son dernier rapport «World Energy Outlook», l Agence Internationale de l Energie évalue à 409 Mds de $ en 2010 le montant des soutiens à la consommation d énergies fossiles, notamment, mais pas seulement, dans les pays qui en produisent. Le niveau de ces soutiens est ainsi de 40 Mds $ pour la Russie, 20 Mds $ pour la Chine et autant pour l Inde. Certains pays tirent l essentiel de leur énergie de ressources fossiles domestiques très polluantes et peu chères. Tel est le cas de la Chine dont 70 % de l énergie primaire vient du charbon et qui consomme la moitié du charbon utilisé dans le monde, ce qui contribue à faire d elle le premier émetteur mondial de gaz à effet de serre. D autres facteurs encore viennent renchérir le coût de l énergie en Europe par rapport au reste du monde : une fiscalité élevée pesant sur les carburants et la mise en place d un marché du CO2 pour réduire les émissions. 1 Chiffres TTC, source DOE-EIA pour les Etats-Unis, source Eurostat pour l Europe et pour la France 3

4 En France, alors que la compétitivité énergétique a pourtant été une composante importante du développement économique, grâce à des prix de l électricité stables et compétitifs, fondés sur le nucléaire et l hydraulique, le groupe de travail observe que la compétitivité énergétique française est globalement en recul, avec une situation relative fortement dégradée sur le gaz et sur l électricité pour l industrie grande consommatrice. Or, l énergie est un facteur majeur de production, comme le travail et le capital : coûts, sécurité d approvisionnement, fiabilité de sa disponibilité, stabilité réglementaire sont des critères importants pour décider d investir et arbitrer entre activités et entre localisations. Pour les industries énergieintensives exposées à la concurrence internationale, la compétitivité de l approvisionnement énergétique (électricité, gaz ou chaleur) conditionne même leur avenir en France. Cette mise en perspective souligne à quel point il est important que la politique de transition énergétique n aggrave pas le handicap de compétitivité dont souffrent déjà la France et l Europe, sur le plan de leur coût d accès à l énergie, mais au contraire qu elle contribue à le corriger pour les secteurs exposés à la concurrence internationale. C est un point essentiel pour ralentir, arrêter la désindustrialisation de notre pays et la délocalisation de l emploi et des émissions de CO Electricité : une compétitivité dégradée à l échelon international, mais des atouts à faire valoir Une érosion de la compétitivité électrique ces dix dernières années Depuis dix ou quinze ans, l'électricité française a, de façon générale, largement maintenu sa compétitivité relative, si on la compare à l'ensemble européen. En revanche, la grande industrie consommatrice a, elle, constaté une dégradation du prix de son approvisionnement, lorsqu'elle se compare à ses concurrents internationaux et même à ses voisins allemands. Après une baisse des prix lors de l'ouverture du marché européen, à la fin des années 90, le mouvement s'est rapidement retourné, le tout alors que le système électrique français ne variait guère, adossé à plus de 85% au parc nucléaire et hydraulique. Des dispositifs transitoires (TARTAM, ARENH) ont été adoptés, visant à modérer la hausse et à assurer la stabilité réglementaire à moyen terme (même si le mode de calcul du prix de l ARENH pour les années à venir n est toujours pas connu). Aujourd hui, l évolution des politiques énergétiques et industrielles sur des marchés concurrents met déjà à mal la compétitivité relative de l ARENH : - les prix du gaz nord-américain, 3 fois inférieurs aux prix européens et donc français (source : AIE, Commission Européenne-DG Energie ), permettent de produire une électricité à un prix deux fois moindre qu en Europe, et moindre que l ARENH ; - le développement des gaz de schiste fait baisser le prix du charbon américain, exporté vers l Europe ; on observe donc un regain de compétitivité des parcs de centrales charbon européens, dans un contexte de bas prix du CO2 ; - à titre d exemple, le différentiel du prix de l électron entre la France et l Allemagne était de 30 /MWh en faveur de la France en 2009 (Tartam à 40 /MWh) ; il est aujourd hui - pour un approvisionnement en 2014 et en faisant l hypothèse d un ARENH à 42 /MWh devenu voisin de 0. 4

5 Evolution comparée du prix de l électron en France et en Allemagne ( ) Allemagne Day-ahead Allemagne Year-ahead France Delta /MWh /01/ /01/ /01/ /01/ /01/ /01/ /01/ /01/2014 Enfin, le consortium Exeltium, qui rassemble depuis 2008 des industriels électro-intensifs pour négocier l achat à EDF d importantes quantités d électricité sur le long terme (15 ans minimum, une centaine de sites approvisionnés en France), est aujourd hui face à un paradoxe : du fait des exigences de la politique européenne de la concurrence, de la loi NOME et des mesures de soutien adoptées par un certain nombre de pays industrialisés, la compétitivité de ses membres est remise en cause non seulement vis à vis des marchés concurrents (Allemagne, Amérique du Nord, Chine ), mais aussi par rapport à l ARENH. Résultat : les industriels les plus sensibles au prix de l électricité, qui ont investi 1,8 Mds pour pérenniser leurs activités en France, paient leur électricité plus cher (5 / MWh) que ceux qui s approvisionnent à l ARENH et a fortiori que leurs concurrents ailleurs dans le monde. L adoption par l Allemagne de dispositifs spécifiques pour les électro-intensifs (exonérations du coût de transport, qui représente en moyenne 6,4 /MWh pour les électro-intensifs français, compensation du coût du CO2 indirect, soit un peu plus de 3 /MWh, rémunération incitative de l effacement et de l interruptibilité ) aboutit à une facture pour 2014 inférieure de 10 à 15 /MWh en Allemagne par rapport à la France, tout en consommant une électricité carbonée (impact compensation des coûts ETS indirects). S agissant du réseau de transport d électricité, les entreprises consommatrices craignent une hausse significative des coûts et souhaitent une évaluation des investissements à venir sur les réseaux. Elles privilégient le maintien, pour les industries non électro-intensives, d une structure tarifaire nationale unique, la complexité des tarifs de transport pouvant faire dériver les prix Des atouts à faire valoir - 2 Allemagne : Cotations day-ahead / Cotations year-ahead : pour l année N il s agit de la moyenne des cotations year-ahead durant l année N-1 - France : 01/01/ /06/2011 : part énergie d une consommation en base au Tartam - A partir du 01/07/2011 : ARENH 5

6 Dans ce contexte de compétition énergétique mondiale, les atouts de la France résident dans : - un parc de production nucléaire existant, avec des possibilités de prolongation significative de sa durée de vie : il garantit des coûts de production compétitifs, la non exposition au risque carbone, la disponibilité d une production électrique de base de forte puissance, en particulière adéquation avec les profils de consommation des électro-intensifs, le tout dans un cadre d évolution prévisible ; - des capacités hydroélectriques existantes importantes, avec un coût au MWh produit parmi les plus faibles ; en effet, les coûts élevés du capital d'une installation hydroélectrique sont amortis par l'exceptionnelle durée de vie d'une centrale, et les coûts d'opération et maintenance restent peu élevés malgré les investissements de rénovation et de modernisation ; - des émissions de CO 2 par MWh produit très faibles : le parc de production d électricité devrait faire de la France le champion de la production industrielle à faibles émissions de carbone ; - une consommation industrielle de base qui contribue encore à la stabilité du système ; - des énergéticiens de premier plan au niveau mondial ; - des infrastructures de transport d électricité de qualité, permettant, par les coupures évitées, d améliorer la compétitivité de l ensemble du tissu industriel et économique. Pour mémoire, 2012 et 2011 ont constitué des records de bon niveau de qualité du réseau de RTE. S agissant du potentiel de développement des énergies renouvelables, la France dispose également d atouts : une façade maritime très étendue, des régimes aérauliques divers et complémentaires qui permettent de réduire la variabilité, un taux d ensoleillement élevé dans la partie sud du pays, etc. Autant de caractéristiques qui, une fois les technologies matures, permettront de développer la production d électricité à partir d énergies renouvelables en réduisant leur déficit de compétitivité Gaz : le décrochement compétitif européen touche la France de plein fouet S agissant de l accès au gaz, les entreprises françaises ont longtemps bénéficié de niveaux de prix équivalents à ceux de leurs concurrents étrangers : début 2010 encore, les prix de marché en Europe de l Ouest et aux Etats-Unis étaient comparables. Depuis, l essor de l exploitation des gaz de schiste aux Etats-Unis a bouleversé la donne, et de façon durable, comme le montre le graphique ci-après (zones Amérique du Nord, Europe, Asie-Japon) : 6

7 Conséquences de ces évolutions : - le prix du gaz en Europe est désormais trois fois plus élevé qu aux Etats-Unis ; - les industriels américains peuvent sécuriser à long terme la rentabilité de leurs investissements actuels (cf. futures Nymex à 10 ans aux bas prix précités), alors que leurs homologues européens ne peuvent aller au-delà de 2-3 ans ; - les prix de marché de gros en Europe continuent à suivre plus ou moins les prix du pétrole. Cette situation affecte tout particulièrement les industries gazo-intensives en Europe (gaz pour vapeur ou matière première, pour la pétrochimie et les engrais). Des arbitrages de production se font déjà à l avantage des Etats-Unis, où des investissements majeurs sont en cours, manifestement structurants pour l avenir : les industries chimiques et pétrochimiques européennes sont particulièrement menacées dans certains domaines. L abondance de réserves potentielles de gaz non conventionnel dans d autres pays (Amériques du Nord et du Sud, Australie, Chine, Ukraine, Pologne, etc.) renforce le caractère durable et structurel de cette révolution. Enfin, des études concordantes démontrent que l exportation potentielle de GNL américain vers l Europe à partir de (qui reste à confirmer vu les résistances politiques locales) ne réduira pas significativement le prix européen. En tout état de cause, la pétrochimie européenne sur base naphta (éthylène, propylène et en aval immédiat grands plastiques correspondants : polyéthylène, polypropylène, polystyrène, PVC) est désormais dans une situation concurrentielle très défavorable par rapport aux Etats-Unis (écarts de coût complet de 25 à 30%), qui ne va que s aggraver, avec l arrivée en production de nouvelles capacités pétrochimiques sur base éthane issu du gaz de schiste très importantes à partir de 2016, qui pourraient conduire à des exportations massives vers l Europe, phénomène totalement nouveau. Ce changement de la matière première de la pétrochimie mondiale - du pétrole au gaz, ou plus précisément du naphta à l éthane - qui s étend désormais du Moyen-Orient à l Amérique du nord et demain à la Chine bouleverse radicalement son économie et partant, celle d un très grand nombre de filières aval de la chimie. Dans un tel contexte concurrentiel pour l industrie et les marchés du gaz, il convient de rappeler combien l industrie fondée sur le gaz contribue au développement économique : de nombreuses entreprises françaises sont leaders du secteur et interviennent au-delà du territoire national ; en outre la large implantation des infrastructures gazières au cœur de l Europe (réseaux, terminaux méthaniers, stockage) et les moyens de production décentralisés en progression (ex. du biométhane) contribuent au développement économique local Pétrole : le raffinage, un recul de compétitivité qui menace la sécurité énergétique et la balance commerciale Le pétrole raffiné représente 45% de l énergie finale consommée en France. Il restera, dans les décennies à venir, un élément clé pour répondre à la demande française en énergie, notamment dans les secteurs des transports et de la logistique qui concourent à la compétitivité globale. La situation importatrice de la France impose de veiller au maintien d une chaîne logistique pétrolière complète : - un approvisionnement en pétrole brut diversifié : c est le cas de la France ; - un outil de raffinage performant : ce maillon de la chaîne est aujourd hui fragile ; - un réseau d oléoducs fiable, irriguant un maillage de dépôts et de stations-services adapté à la demande : la crise de 2010 a montré la capacité stratégique des infrastructures pétrolières françaises à répondre aux difficultés. Le raffinage est déterminant pour la sécurité énergétique et pour la balance commerciale : sans lui, l approvisionnement en produits raffinés dépendra de quelques pays exportateurs. Leur importation à la place de pétrole brut coûterait 18 Mds de déficit supplémentaire et la pétrochimie disparaîtrait. 7

8 Aujourd hui, sa situation en France est fragile : - sous l effet conjugué de la crise économique et des incitations à consommer moins de produits pétroliers, la demande est en recul et on estime à 10% les surcapacités du raffinage européen ; - l énergie utilisée dans le raffinage représente plus de 50% des coûts opératoires, et le développement des huiles et gaz de schiste affaiblit la compétitivité du raffinage français ; - les raffineries européennes ont une efficacité énergétique supérieure aux américaines, mais leur facture énergétique est double au sein d un même groupe ; - l instabilité réglementaire, fiscale et environnementale aggrave le déficit de compétitivité du raffinage européen, sans bénéfice CO2 à l échelon global ; - en France, la différence de traitement fiscal entre le diesel et l essence désoptimise l outil de raffinage français, notre pays devant importer la moitié du gas-oil qu il consomme et exporter 39 % des essences produites par ses raffineries. 2. RISQUES ET OPPORTUNITES DE LA TRAJECTOIRE ENERGETIQUE DE LA FRANCE Le débat sur la transition énergétique, qui doit s inscrire dans un projet de société pour le long terme, s articule autour de deux principes posés par le Président de la République : - la sobriété et l efficacité énergétique pour maîtriser la consommation d énergie ; - le développement des énergies renouvelables dans le mix énergétique : l objectif minimum assigné à la France par la Commission Européenne est de 23 % d énergies renouvelables dans la consommation d énergie finale en Ce débat comporte également un certain nombre d interrogations : - les mécanismes de financement actuels des ENR n ont-ils pas déjà montré leurs limites en Allemagne? - le choix de la France de ne pas permettre d identifier et évaluer le potentiel national des gaz et huiles de schiste est-il définitif ou est-ce seulement un retard? - faut-il arrêter le soutien à la cogénération, ce qui constituerait une exception dans le panorama européen, au moment où : o la directive sur l efficacité énergétique entre en vigueur ; o le décret sur le marché de capacité confirme le besoin de rémunération des moyens contribuant à la réduction du problème de la pointe électrique? 2.1. Les défis de la transition énergétique L objectif du groupe de travail n est pas d analyser l ensemble des énergies et leurs filières. En considérant que la solution énergétique de demain sera plurielle (y compris un regain d intérêt éventuel des énergies carbonées grâce à la capture et au stockage du CO2), les défis posés par la transition en matière de compétitivité économique sont nombreux Energies renouvelables : le défi de la compétitivité Si, grâce à la courbe d expérience, les énergies renouvelables voient globalement leurs prix de revient baisser, il faut tenir compte de leurs maturités respectives : l éolien terrestre et les fermes de solaire photovoltaïque dans les zones bien ensoleillées sont plus proches de la compétitivité que l éolien offshore, mais la visibilité sur le coût réel de l intégration de ces énergies dans le réseau reste faible. En revanche, la biomasse (bois énergie, agro-combustibles de 2 e et 3 e générations, biocarburants) peut dans certains cas et pour certaines zones géographiques contribuer d ores et déjà à la transition énergétique, tout en utilisant des réseaux de distribution existants. 8

9 Un bouquet énergétique qui peut affecter la qualité de fourniture L objectif politique de développer des énergies renouvelables aux caractéristiques disparates (variabilité du solaire et de l éolien, flexibilité de la biomasse mais avec une disponibilité très localisée ) est un défi pour le système électrique et les consommateurs, qui ont besoin de continuer à bénéficier d une qualité d approvisionnement stable : les microcoupures seraient notamment un problème pour l industrie. Ainsi l exemple allemand montre-t-il que, lorsque la part des ENR variables dans le mix de production devient important (13% de la production en 2012), le risque d une déstabilisation du système électrique - y compris dans les pays voisins (ex. : création de fortes difficultés sur les réseaux polonais et tchèque) - est réel. Le développement des ENR doit donc s accompagner d un plan de développement du réseau de transport de l électricité, d un échéancier de réalisation et de moyens complémentaires nécessaires : flexibilisation de la demande, capacités de back-up, etc. Le coût complet de ce plan doit être clairement établi et discuté, et sa charge doit être budgétée et programmée dans la durée. Dans ce cadre, le gaz naturel pourrait trouver sa place comme outil de back up en cas de chute de production par les énergies variables. Mais son développement, avec les émissions de CO2 associées, même réduites pour une énergie fossile, n a de sens dans la transition énergétique que si la volonté est clairement affichée de conduire les filières ENR à leur maturité, dans une trajectoire pilotée et maîtrisée, notamment en termes de coût et de filières de fabrication françaises Economies d énergie et modulation de la consommation La sobriété et la compétitivité grâce à la cogénération industrielle Les cogénérations industrielles - environ MW de capacité installée - représentent une contribution importante des industriels à l efficacité du système énergétique français. Répartis sur l ensemble du territoire et proches des sites de consommation, ces outils existants, fiables et performants, participent de manière efficace à la réduction des émissions de gaz à effet de serre et à la sécurisation du système électrique. En outre, ils ont été un réel facteur de compétitivité pour les industries fortement consommatrices de chaleur. D autres pays européens ont fait le choix de soutenir et de développer cette filière de production décentralisée et source de compétitivité industrielle : le gouvernement allemand a fixé comme objectif de produire 25% de son électricité par cogénération d ici 2020, cela conduisant à doubler son parc de cogénération actuel, au bénéfice de son système électrique et de ses industriels. Côté français, l actuelle absence de soutien menace le parc à brève échéance L effacement des consommations de l industrie, un concept à soutenir Compte tenu de la thermo-sensibilité de la demande française, la variabilité de certaines énergies renouvelables va renforcer le besoin de flexibiliser la demande. A ce titre, les capacités d effacement de la consommation électrique seront appelées à jouer un rôle majeur dans le maintien de l équilibre offre/demande. La disparition des mécanismes historiques de valorisation de l effacement (tarifs EJP) et l absence de plancher de valorisation de l effacement ont découragé les industriels de taille moyenne et les entreprises de service de contribuer au lissage de leur pointe. Le marché de capacité, en cours de mise en place, devra lui redonner toute sa place car l effacement est le seul moyen de gestion de la pointe extrême qui permette d éviter le recours à des moyens de production dont l investissement serait beaucoup plus onéreux et qui sont fortement émetteurs de CO2 (turbines à combustion ou centrales fioul lourd), sachant que les possibilités de recours additionnel à l hydroélectricité de pointe (STEP) sont limitées. 9

10 Grâce à la Loi Brottes, RTE dispose du cadre réglementaire pour faire émerger rapidement une filière d effacement forte et structurée en accueillant plus largement les acteurs industriels dans les divers dispositifs de mise en œuvre. Cela pourrait être facilité par l assouplissement des prérequis qui, actuellement, limitent la participation des effacements industriels et diffus Le gaz, un atout pour réussir la transition La part du gaz dans la consommation d énergie primaire est de 15 % en France contre 24 % en moyenne dans l Union Européenne. Pourtant, notre pays dispose de sources d approvisionnement en gaz géographiquement variées et d une bonne logistique gazière. Le gaz est une énergie abondante, et dont l impact sur l environnement est modéré. A titre d exemple, le remplacement des anciennes centrales au charbon permet de réduire les émissions de CO2 de 60 à 70 % par kwh. Or, la France dispose de gisements nationaux importants, sous deux formes : TWh de biogaz issu des déchets (agricoles, ménagers, eaux usées) ; - un potentiel de gisements de gaz de schiste supposé le plus important en Europe avec la Pologne (AIE). Dans le cadre de la transition énergétique, le gaz peut permettre d atteindre les objectifs de développement des ENR en maîtrisant l impact sur la compétitivité, de plusieurs façons : - de façon indirecte, en apportant la flexibilité nécessaire pour compenser le développement des énergies renouvelables variables (éolien et PV), dans la production d électricité ; - de façon directe, par le développement de l exploitation des biogaz ; - à plus long terme, les infrastructures gaz (réseaux notamment) peuvent être utilisées pour valoriser les surplus de production fatale d électricité (injection d hydrogène dans les réseaux, power to gas) ; - Le développement du gaz dans les transports terrestres longues distances ou fluvial et maritime peut également être intéressant. A fin 2011, la capacité de centrales au gaz installée en France était de 10 GW. Cependant, ces centrales subissent actuellement un contexte économique défavorable alors que leurs coûts d investissements restent très importants (375 M pour un cycle combiné à gaz de 500 MW) et qu ils sont amortis sur 25 ans. Ces installations ont donc besoin d une meilleure visibilité pour assurer leur rentabilité, visibilité qui passe par la mise en place de mécanismes de type marché de capacité (prévu pour ) La maîtrise de la demande L énergie la plus vertueuse reste celle qui n est pas consommée. Si l industrie a mis en œuvre de longue date le principe d efficacité énergétique et a déployé des solutions innovantes, le potentiel d économie d énergie est aujourd hui davantage dans les consommations des bâtiments : économies «passives» (isolation, éclairage, pompes à chaleur, ), «actives» (comptage intelligent, sensibilisation, ) et le renouvelable local (solaire thermique, ) La création de nouvelles capacités de stockage et de pointe En réponse à la variabilité des ENR, l'hydroélectricité, de par ses caractéristiques intrinsèques, peut apporter une part de la flexibilité nécessaire. En effet, elle est à ce jour la seule technologie de stockage de l'énergie électrique grâce aux centrales de lacs et aux Stations de Transfert d'energie par Pompage (STEP). Ces deux types de centrales donnent des marges de puissance instantanée (moins de 2 minutes voire moins de 30 secondes si elle est conservée en réserve tournante) pour faire face à tout type d'aléa dans la production ou la consommation d'électricité. Les STEP sont également un moyen de stocker l'énergie produite par d'autres énergies : en pompant l'eau lorsque la capacité de production électrique 10

11 est supérieure à la demande, elles permettent de constituer un stock qui sera utilisé pour produire de l'électricité lors des pics de consommation. Les STEP sont donc particulièrement complémentaires du développement des énergies renouvelables intermittentes. Le développement de STEP butte aujourd'hui sur une faible reconnaissance tant de leur valorisation à long terme sur le marché de l'électricité, que de leurs services auxiliaires rendus au réseau Enseignements de la transition énergétique allemande Une transition énergétique mal maîtrisée est coûteuse pour la société La subvention 2013 de l Allemagne aux ENR se monte à 53 /MWh, soit un montant total de 20,4 Md. C est plus que la valeur de l électricité sur le marché de gros (prix 2014 au 1 er mars : 42 /MWh en base et 52 /MWh en pointe). Les principaux postes de ces 20 Md sont le soutien au solaire (8,6 Md, pour 35 TWh) et à la biomasse (4,3 Md, pour 33 TWh 3 ). Ces coûts ne prennent pas en compte les hausses de coûts de transport pour assurer la stabilité du système entre les flux éoliens venant du nord et les capacités solaires du sud : DENA (agence de l énergie allemande) a annoncé, d ici à 2030, un besoin de 27 à 42 Md d investissements pour adapter les réseaux haute, moyenne et basse tension à ces nouveaux transits, la valeur dépendant du scénario ENR retenu 4. Par ailleurs, pour les réseaux très haute tension, au moins 20 Md supplémentaires seront nécessaires sur les dix ans à venir, pour construire 3000 km de liaisons nord sud et pour renforcer 3000 autres km. A ce montant s ajoutera le coût de raccordement spécifique de l éolien offshore. Au total, selon le ministre allemand de l Environnement Peter Altmeier (19 février Frankfurter Allgemeine Zeitung), pour l Allemagne «le coût de la transition énergétique ( ) pourrait tourner autour de 1000 milliards d Euros d ici à la fin des années 2030»! La réduction par la France, d ici 2025, de 75% à 50% de la part du nucléaire dans la production d électricité (actuellement 58 tranches nucléaires) doit aussi être envisagée à l aune de ces chiffres, l Allemagne devant arrêtant 17 réacteurs nucléaires d ici Avec le recul, il est clair qu en Allemagne, l arrêt anticipé des huit centrales nucléaires les plus anciennes, confirmé suite à Fukushima, ainsi que la politique sur-rémunératrice des énergies solaire et éolienne, ont été décidés sans anticipation budgétaire. De même, ont été très sous-estimés les impacts sur la stabilité du système électrique et la nécessité de renforcer rapidement les infrastructures de transport et de disposer de moyens de production complémentaires. La France doit, dans le présent débat, tirer toutes les leçons de cette situation outre-rhin Une nécessaire répartition raisonnée de l effort Toute augmentation du coût de l énergie qui résulterait d une transition énergétique mal maîtrisée pèserait sur la compétitivité de l ensemble de l économie via la baisse du pouvoir d achat des ménages et l augmentation du prix de revient des entreprises, donc de celui des biens et services. C est notamment le cas pour les activités industrielles énergie-intensives confrontées à la concurrence internationale, pour lesquelles un surcoût de la transition énergétique porterait atteinte de manière irrémédiable à leur compétitivité. En Allemagne, la grande industrie s est vu attribuer de nombreuses exemptions (financement des ENR par la taxe EEG, coûts de transport, ). Les ménages et dans une moindre mesure les entreprises non 3 Konzept_zur_Berechnung_und_Prognose_der_EEG-Umlage_2013 depuis eeg-kwk.net 4 dena-vns_abschlussbericht.pdf depuis dena.de 11

12 électro-intensives doivent en contrepartie assumer un coût important, qui suscite aujourd hui des remises en cause politiques et juridiques. En France, supprimer le seul avantage dont bénéficient les industries électro-intensives, à savoir le plafonnement de la CSPE, serait les condamner à court terme. Par ailleurs, le Gouvernement ne souhaite pas faire peser les coûts éventuels de la transition énergétique sur les ménages. Pour ces raisons, il faut adopter une approche économique maîtrisée, évitant notamment - comme cela a été constaté dans d autres pays (Espagne, République tchèque, etc.) - des stop and go dans le développement des ENR, très dommageables pour l émergence de ces mêmes filières. Il faut en effet conserver pour l ensemble de l économie française le coût de l énergie le plus compétitif possible en optimisant le mix et les choix d investissement Quelles retombées économiques et environnementales de la transition énergétique? La transition énergétique n est pas le reflet d une évolution économique mais d une volonté politique. En effet, la France dispose déjà d un parc de production électrique qui a le double avantage d émettre peu de CO2 et de disposer de coûts de production parmi les plus faibles du monde. Ses objectifs affichés sont de renforcer la sécurité d approvisionnement, de réduire la part du nucléaire et de créer de nouvelles filières de production susceptibles de générer activité et emploi, une fois atteint leur seuil de compétitivité. L Allemagne, qui a également l objectif de créer un secteur industriel innovant en matière d énergies renouvelables et d efficacité énergétique, et de bénéficier d un leadership mondial, est en avance dans ce domaine. D où l importance pour la France d un effort d innovation important pour remporter la bataille de la prochaine génération technologique. La contribution de la France à la réduction des gaz à effet de serre à l échelle de la planète ne peut qu être infime, vu qu elle dispose déjà d un parc de production électrique décarboné et que la place du chauffage électrique y est importante. C est donc par sa capacité à proposer des technologies innovantes, performantes et compétitives qu elle contribuera le plus efficacement à l effort global nécessaire. C est aussi en consolidant de manière volontariste et pérenne ses industries électrointensives, nécessairement moins émettrices de CO2 que leurs concurrentes (à l exception de la Norvège), qu elle contribuera de manière constructive à réduire le réchauffement climatique. 3. RECOMMANDATIONS POUR UNE POLITIQUE ENERGETIQUE COMPETITIVE Compte tenu du recul de la compétitivité de l approvisionnement énergétique en France, la transition énergétique doit prendre en compte l analyse des expériences étrangères, utiliser les atouts français et mobiliser tous les leviers pour redonner de la visibilité et de la confiance aux entreprises sensibles aux coûts de l énergie, en particulier les secteurs intensifs en énergie. La progressivité de la démarche, la réversibilité des options technologiques et la souplesse du système énergétique en fonction de l évolution de l environnement international, conditionneront la réussite de la transition énergétique Electricité : s appuyer sur les atouts français et protéger la compétitivité Sauvegarder l accès à un électron compétitif Les évolutions de la compétitivité de la France par rapport à d autres pays montrent que le mix électrique peut être un levier de compétitivité, et qu il est le résultat de décisions politiques. Dans ces conditions, l option de la prolongation du parc nucléaire amorti, moyennant les investissements de sûreté nécessaires, est une vraie opportunité pour la compétitivité française. 12

13 Selon la Cour des Comptes 5 «la durée de fonctionnement des centrales du parc actuel constitue une donnée majeure de la politique énergétique. Elle a un impact significatif sur le coût de la filière en permettant d amortir les investissements sur un plus grand nombre d années. D autre part, elle repousse dans le temps les dépenses de démantèlement et le besoin d investissement dans de nouvelles installations de production.» Les dividendes du parc nucléaire amorti sont encore devant nous et méritent d être mobilisés et répartis stratégiquement, au service d une politique énergétique à la fois compétitive et écologique. Pour les entreprises sensibles au coût de l approvisionnement électrique, l ARENH doit rester stable dans ses principes (refléter les coûts du parc nucléaire existant) et continuer de garantir une visibilité et un accès (besoin de revoir le plafond de 100 TWh? 6 ) au coût du nucléaire historique, comme c est son objet. Pour les industriels électro-intensifs, le rétablissement de la compétitivité de l approvisionnement électrique par rapport aux marchés concurrents (Allemagne, Etats-Unis, Chine ) passera par des mesures spécifiques à définir, par exemple en valorisant les atouts du parc de production français et en les y associant : un parc nucléaire existant avec des possibilités de prolongation significative de sa durée de vie et des capacités hydroélectriques importantes (cf ). Aujourd hui en effet, le développement des industries énergie-intensives est le fait de pays ayant clairement pris l option de les soutenir en leur offrant un accès privilégié à la production énergétique «patrimoniale» : le gaz dans les Etats du Golfe, le charbon en Chine, l hydroélectricité au Canada (le tarif L au Québec), au Brésil, en Russie et en Norvège ; de la même manière, le parc nucléaire historique et les concessions hydroélectriques font partie du patrimoine énergétique français. Au-delà, sous réserve de leur applicabilité en France à étudier, la mise en place des mesures suivantes en faveur des industriels soumis à la concurrence internationale est nécessaire au rétablissement de la compétitivité, et permettrait de ramener le coût d accès à l électricité des électrointensifs français au niveau de leurs concurrents allemands : - valoriser les capacités d effacement et d interruptibilité des industriels à un niveau cohérent avec la concurrence et leur apport au système électrique ; - alléger significativement le coût de transport de l électricité pour les électro-intensifs (le transport représente 5 à 15% de la facture de ces industriels) en valorisant leur contribution au système ; - assurer le soutien des cogénérations industrielles existantes jusqu à la mise en place du marché de capacité ; - s appuyer sur la possibilité de compenser les coûts indirects du CO2 dans l électricité : encadrée par la Commission européenne au titre des aides d Etat, cette compensation s élève à 500 M / an en Allemagne, mais n est, pour l instant, pas envisagée en France Maîtriser les coûts de la transition énergétique L exemple allemand montre l importance du coût financier de la transition énergétique, y compris quand, comme l Allemagne, on dispose de l accès à une source d énergie peu chère et de larges réserves : charbon et lignite. Le coût additionnel de la transition énergétique, estimé à 600 Mds d ici 2050, soit environ 15 Mds par an 7, pourrait même s élever à 1000 Mds d ici , soit 35 à 40 Mds / an. 5 Rapport sur les coûts de la filière électronucléaire La question est posée par certains membres du GT en anticipation de la disparition des tarifs à partir de Dr. Hans-Joachim Ziesing, membre de la commission d experts indépendants chargée de suivre le processus pour le Gouvernement allemand 8 Déclaration de Peter Altmeier, ministre de l Environnement, au Frankfurter Allgemeine Zeitung du 20 février

14 Le financement de la transition énergétique française doit impérativement être maîtrisé, par : - une identification claire de l ensemble des coûts de la transition énergétique, y compris les renforcements du réseau et les investissements en capacités de back up pour faire face à la variabilité des ENR ; - l instauration d un pilotage budgétaire de la transition énergétique pour : o éviter les à-coups dans le développement de telle ou telle ENR, en particulier en assurant un développement harmonieux avec les besoins en électricité; o assurer une pérennité législative et permettre le développement de projets ENR ambitieux car prévus et financés ; o faire du financement un instrument vertueux permettant de rapprocher o progressivement les coûts de production des ENR du marché de gros ; et in fine éviter un dérapage de la CSPE dont l acceptabilité sociale serait problématique en France bien avant d atteindre les niveaux atteints en Allemagne. Ce pilotage pourrait prendre la forme d un plafonnement global du montant de la CSPE ainsi que par des modes de soutien privilégiant l efficacité économique; - pour l industrie, le maintien des plafonds de CSPE existants au niveau actuel et la non extension des taxes environnementales aux électro-intensifs, à l instar de l Allemagne Optimiser l utilisation de chaque ENR en fonction de ses qualités propres La maîtrise de la transition énergétique, tant sur le plan technique que sur le plan économique, suppose d allouer à chaque type d énergie renouvelable le rôle qui lui convient le mieux dans le système énergétique, d équilibrer le développement de chacune des filières par rapport aux autres et au système électrique, de façon à optimiser leur exploitation globale et à minimiser les surcoûts induits. Pour cela, une action concertée couvrant l ensemble des filières est souhaitable, en vue d identifier les solutions industrielles appropriées et les projets d une taille critique ou d une maturité technologique suffisantes. Enfin, l accompagnement de la décroissance dans le temps des coûts des ENR et le développement de filières françaises suppose : - une stabilité législative et réglementaire ; - des volumes d appels d offres réguliers et suffisants ; - l éventuel transfert de la CSPE vers des aides à l investissement par le biais de taux bonifiés (BPI ) Améliorer la compétitivité par une rationalisation des délais de procédure administrative d autorisation des lignes de transport électrique. Le ministre allemand de l'economie a fait adopter une première loi en 2011 sur l accélération du développement et a présenté, le 14 mars 2013, des mesures complémentaires aux députés du Bundestag pour faciliter le développement du réseau électrique. «Le processus de planification et de construction va passer de dix à quatre ans», a-t-il promis à cette occasion. Le projet législatif permet de transférer une partie des compétences régionales à l'etat fédéral et de rendre la Cour administrative fédérale seule compétente en matière de litiges. Si l'enjeu est particulièrement crucial en Allemagne, où la transition énergétique a été accélérée par la sortie du nucléaire et par la disponibilité géographique des énergies renouvelables (plutôt au nord du pays, alors que la consommation est plutôt au sud), le sujet fait largement écho en France. En effet, la France se situe dans le haut de la fourchette des pays européens en matière de délais (voir ci-dessous). Ce constat milite pour une «rationalisation des procédures administratives» aussi en France. 14

15 Sans contester les procédures, certaines sont redondantes ou superfétatoires. Au lieu d'un déroulement séquentiel des procédures, la raison plaide pour une instruction en parallèle des diverses procédures d'un projet et appelle à regrouper les consultations de mêmes acteurs. Au-delà de l'impact financier de l'allongement des délais, ces mesures urgentes pointent la nécessité de coordonner le temps de réalisation des réseaux et des moyens de production. En Allemagne, la production doit parfois être bridée faute d'avoir des capacités d'évacuation suffisantes de l'électricité sur le réseau Gaz : rétablir la compétitivité des gazo-intensifs est un chantier urgent Pour cela, deux horizons de temps s imposent : l exploration et l exploitation des gaz de schiste pour préparer le moyen terme, et des mesures technico-réglementaires d urgence pour assurer le court terme des industriels gazo-intensifs La réouverture du dossier des gaz de schiste s imposera tôt ou tard La décision de la Madame Merkel d autoriser l extraction de gaz de schiste sous condition, nouvelle initiative en faveur de la compétitivité de l économie allemande, devra certainement conduire, d une manière ou d une autre, à un infléchissement de la position française, afin d éviter de faire prendre de nouvelles années de retard à notre pays. Les travaux en cours de la Commission Européenne pour garantir des modalités d exploitation respectueuses de l environnement fourniront un cadre adapté à cette réorientation Des mesures d urgence à court terme pour les gazo-intensifs La situation concurrentielle des industries gazo-intensives en France est gravement mise à mal. Outre l écart considérable de prix avec leurs concurrents nord-américains, la congestion du réseau de transport de gaz entre les zones nord et sud a installé un spread pouvant atteindre des valeurs très élevées et fortement volatil au détriment des industries du sud de la France (dépassant parfois 30%). La zone sud se retrouvant dans un marché sans liquidité et avec un acteur largement dominant, les prix négociés y sont devenus imprévisibles en comparaison de ce qui se pratique dans l autre moitié du pays, cas unique en Europe. La gravité de cette situation concurrentielle impose de discuter d'une série de mesures urgentes touchant à l'activité gazo-intensive, à son approvisionnement et au coût du transport du gaz. A l instar de ce qui a été fait sur les problématiques des électro-intensifs, ces pistes devraient être étudiées au sein d'un groupe de travail sous pilotage du Gouvernement. 15

16 A plus long terme, un accord de libre-échange EU UE comportant un volet gazier? En quelques années, les Etats-Unis sont passés en position de potentiel exportateur du GNL, grâce à la révolution des gaz de schiste. A ce jour, on l a vu, les Etats-Unis bénéficient seuls du gaz à bas prix, mais exportent leur charbon peu cher, notamment vers les pays européens ayant des parcs à centrales charbon. L exportation de gaz américain à des niveaux significatifs vers l Europe ou vers l Asie pourrait faire baisser dans des proportions difficiles à évaluer a priori - le prix du gaz dans les zones importatrices, en affectant marginalement le prix aux Etats-Unis. Mais les industriels gazo-intensifs américains exercent un lobbying important pour que cet avantage reste au bénéfice exclusif des consommateurs US. De plus, l autorisation d exporter du GNL est soumise par la loi américaine à des restrictions strictes (couverture des besoins américains, sécurité d approvisionnement, etc.). Alors que les discussions autour d un accord de libre-échange entre les Etats-Unis et l Union Européenne s amorcent, il serait opportun que cet accord inclue explicitement l autorisation par les Etats-Unis d exporter du GNL Cibler la politique CO2 sur les gisements de progrès les plus importants Les secteurs industriels, souvent soumis directement à une concurrence mondiale, souffrent aujourd hui de déficits majeurs de compétitivité, alors qu ils sont les acteurs les plus engagés, historiquement et techniquement, dans la maîtrise des émissions de CO2, notamment via le marché carbone européen (ETS) : les gisements de progrès y sont désormais faibles et leur coût élevé. Tout signal prix (taxe?) sur le CO2 devra veiller à : - éviter les doubles peines : certaines énergies sont déjà taxées ; une part significative de l industrie est déjà incluse dans le périmètre ETS ; - ménager les secteurs exposés à la concurrence internationale par des exemptions voire par des compensations, comme celles possibles dans le cadre instauré par la Commission européenne pour les coûts indirects du CO2 dans l électricité consommée ; - ménager les consommateurs particuliers précaires ; - rester strictement dans le cadre européen et tenir compte de l état de régulation dans les autres pays. De plus, la politique carbone de l Union Européenne pénalisant de fait les entreprises européennes par rapport à celles des pays émergents où les normes sont moins contraignantes, il est nécessaire que l Union Européenne fasse une priorité de l incitation de ces derniers à adopter des mécanismes d échanges de quotas ou de taxe carbone. En dernier recours, un mécanisme incluant le carbone contenu dans les produits importés devrait être envisagé au niveau européen. Comme le montre le graphique ci-après, la baisse des émissions de CO2 liées à la production en France, entre 1990 et 2007, s est accompagnée par une hausse bien plus importante du contenu carbone des produits importés en France. Résultat : malgré la baisse des émissions en France (production, chauffage, automobile), l empreinte carbone de la France s est aggravée. 16

17 Produire en France, c est lutter contre le changement climatique : 49% de notre empreinte carbone est liée à nos importations en 2007 MT CO2 +14% +64% Contenu carbone de -12% Sources : AIE, Citepa, Douanes, Eurostat, Insee, MEDDE, Lafarge La problématique du CO2 doit donc être analysée à l échelle mondiale : le maintien d une industrie puissante et compétitive est non seulement indispensable pour les grands équilibres économiques et sociaux en Europe, mais aussi le meilleur moyen de maîtriser les émissions globales de CO2. 17

18 Annexe : membres du groupe de travail Entreprise Nom AIR LIQUIDE ALSTOM ALSTOM ARCELOR MITTAL AFA - Association Française de l'aluminium AFG - Association Française du Gaz CLEEE - Comité de Liaison des Entreprises ayant exercé leur Eligibilité au marché libre de l'electricité CLEEE - Comité de Liaison des Entreprises ayant exercé leur Eligibilité au marché libre de l'electricité EDF ENERPLAN EXELTIUM EXXON MOBIL - ESSO FEDENE - Fédération des Services Energie Environnement - FF3C - Fédération Française des Combustibles, Carburants et Chauffage France Energie Eolienne GAZPROM GENERAL ELECTRIC GENERAL ELECTRIC GENERAL ELECTRIC POWEO DIRECT ENERGIE Gérard VOILLOT François VALMAGE Steven CURET Stéphane DELPEYROUX Caroline COLOMBIER Madeleine LAFON Fabrice FAGES Franck ROUBANOVITCH Marc BUSSIERAS Thierry MUETH Jean-Pierre RONCATO Benoît de SAINT-SERNIN Patrick de BEAUREPAIRE Stéphane JOSSEAUME Jean-Yves GRANDIDIER Maxime BOURGEON Christelle VERSTRAETEN Vincent CHAMPAIN Caroline AUMERAN Olivia FRITZINGER 18

19 POWEO DIRECT ENERGIE RTE SAINT-GOBAIN SAINT-GOBAIN SCHNEIDER-ELECTRIC SOLVAY TOTAL TOTAL TOTAL UFIP - Union Française des Industries Pétrolières UIC - Union des Industries Chimiques UIC Union des Industries Chimiques UNIDEN - Union des Industries Utilisatrices d'energie UNIDEN - Union des Industries Utilisatrices d'energie UNELEG - Union Nationale des Entreprises d'electricité et de Gaz Martial HOULLE Hervé MIGNON François MICHEL Antoine BERGEROT Gilles VERMOT-DESROCHES Claude CONRARD Manoelle LEPOUTRE Gérard MOUTET Jean DU RUSQUEC Dominique BOUCHEZ Yves LENAIN Nicolas de WARREN Fernand FELZINGER Fabrice ALEXANDRE Francesco DELFINI 19