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La transition énergétique « bas carbone » : enjeux et contraintes

Publié en ligne le 2 novembre 2019 - Climat -

Les flux d’énergie consommée par un pays au cours d’une année sont comptabilisés au sein du bilan énergétique. Cette énergie peut être produite localement ou importée. Elle peut être obtenue par prélèvement sur un stock de ressources (charbon, pétrole, gaz, uranium, biomasse) ou produite par un flux (hydraulique, solaire, éolien). Cette énergie est tantôt qualifiée de « renouvelable » si la quantité consommée durant l’année ne réduit pas la quantité disponible pour les années suivantes ‒ soit parce qu’il s’agit d’un flux (hydraulique, solaire ou éolien), soit parce que le stock de départ a été reconstitué (biomasse prélevée sur une forêt qui a été replantée) ‒, tantôt de « non renouvelable » si le prélèvement se fait sur un stock fini qui à terme risque de s’épuiser (cas du charbon, du lignite ou des hydrocarbures). Parce que le pétrole est encore la source d’énergie dominante, on comptabilise en général l’énergie en « tonnes d’équivalent pétrole » (tep) sur la base de coefficients dits d’équivalence.

Usine Borsig de Berlin (où étaient construites des machines à vapeur), Karl Eduard Biermann (1803-1892)

Le caractère stratégique de l’énergie, que ce soit le pétrole ou l’électricité plus spécifiquement, explique que les États ne puissent pas s’en remettre aux seuls mécanismes du marché pour orienter le mix énergétique et le mix électrique d’un pays. L’État dispose d’un pouvoir régalien qui lui permet d’imposer une réglementation (stockages stratégiques de pétrole et de gaz, respect de contraintes environnementales), de fixer éventuellement certains prix pour des raisons sociales (prix réglementés de l’électricité pour les petits consommateurs) et d’orienter les choix d’investissement via des incitations financières (subventions) et fiscales (taxes ou exonérations). L’État est aussi un régulateur qui fixe les conditions d’accès aux réseaux publics de gaz et d’électricité, en général par l’intermédiaire d’une autorité administrative indépendante (la CRE, Commission de régulation de l’énergie en France). Il est souvent un actionnaire qui détient une partie du capital des entreprises énergétiques (83 % du capital d’EDF par exemple). Cet équilibre difficile entre marché et régulation est particulièrement notable dans le cas de la production d’électricité, activité hautement stratégique. À la différence du charbon, du pétrole et du gaz naturel qui sont vendus sur un marché international plus ou moins concurrentiel, l’électricité est un produit national qui ne donne lieu qu’à quelques échanges transfrontaliers. On échange de l’électricité avec des pays limitrophes et chacun produit son électricité avec les moyens dont il dispose ou qu’il a choisis. Le transport et la distribution de l’électricité et de gaz sont des activités dites de réseaux (lignes électriques à haute, moyenne ou basse tension, gazoducs) et cela engendre des contraintes particulières (monopoles naturels : on ne peut raisonnablement pas développer des infrastructures concurrentielles). À l’échelle d’un pays, la distribution de produits pétroliers est beaucoup plus souple puisqu’elle se fait le plus souvent par camions, un peu par oléoducs et par voie ferrée.

La préoccupation commune à de nombreux pays est aujourd’hui de lutter contre le réchauffement climatique, suite à l’accord de Paris de décembre 2015 (COP 21), ce qui passe par une « sortie » progressive des énergies fossiles, lesquelles émettent l’essentiel des gaz à effet de serre, le dioxyde de carbone (CO2) notamment [1]. Mais modifier les choix et les comportements n’est pas simple et peut s’avérer coûteux pour les agents économiques (producteurs ou consommateurs d’énergie) [2].

La difficile sortie des énergies fossiles

La consommation mondiale d’énergie primaire n’a cessé de croître depuis 45 ans, sous l’effet de la pression démographique comme de la croissance économique : on est passé de 5,5 milliards de tep en 1971, avant le premier choc pétrolier, à 8,3 milliards de tep en 1992, puis à 13,8 milliards de tep en 2017. Mais la structure de cette consommation a finalement assez peu évolué : les énergies fossiles représentaient 88 % de cette consommation en 1971, elles en représentent 81 % aujourd’hui. La part du charbon a même légèrement augmenté (27 % aujourd’hui contre 26 % en 1971). La principale évolution structurelle fut un remplacement significatif du pétrole par du gaz naturel, en particulier dans le secteur de l’électricité.

Par conséquent, les émissions de gaz à effet de serre, celles du CO2 en particulier, n’ont cessé de croître. Les émissions de CO2 liées à l’énergie représentent 60 % des émissions mondiales de gaz à effet de serre [3]. L’agriculture est, à côté de l’énergie, un poste important d’émissions de gaz à effet de serre, essentiellement sous forme de méthane (CH4) et de protoxyde d’azote (N2O).

Figure 1. Évolution mondiale de la production d’électricité en TWh entre 1971 et 2017 (source AIE, 2018).

En d’autres termes, il ne suffit pas d’ajouter des énergies « vertes » à des énergies fossiles pour assurer une transition énergétique « bas carbone », il faut réduire fortement le recours au charbon et aux hydrocarbures (pétrole et gaz). C’est l’enjeu majeur pour les décennies à venir. On a émis 55 milliards de tonnes-équivalentCO2 en 2018 à l’échelle mondiale 1. Si l’on veut ne pas dépasser un réchauffement de plus de 2 °C, il faut limiter les émissions mondiales à 40 milliards de tonnes-équivalent-CO2 d’ici 2030, ce qui est loin d’être gagné (figure 2).

Le principal responsable demeure le charbon, et la production d’électricité en Chine, en Inde, mais aussi dans de nombreux pays d’Asie du Sud-Est, représente une source prépondérante d’émissions. Rappelons que la Chine émet à elle seule 28 % des émissions mondiales de CO2, contre 16 % pour les États-Unis et 10 % pour l’Union européenne (1 % pour la France et 2 % pour l’Allemagne). Cela ne signifie bien évidemment pas que les autres émissions dans le reste du monde et dans les autres domaines sont sans importance.

Les produits pétroliers sont, aujourd’hui, incontournables dans le secteur des transports. Le passage au véhicule électrique va exiger du temps, une baisse du coût des batteries et de gros efforts financiers, mais le problème ne sera pas réglé si la production de l’électricité qui alimente ces véhicules électriques est elle-même émettrice de CO2. On ne ferait alors que déplacer la contrainte 2. Dans l’habitat, les actions d’efficacité énergétique (isolation notamment) sont coûteuses pour les ménages et le rythme de renouvellement des logements est lent (1 % par an pour le parc français par exemple). L’industrie est souvent plus vertueuse car le calcul économique y est plus fréquent et la sensibilité aux coûts de revient plus forte.

Précisons par ailleurs que, plutôt que de comptabiliser les seules émissions d’un pays, il pourrait être intéressant d’évaluer également l’ « empreinte carbone » qui consiste à ajouter le contenu carbone des importations et à déduire le contenu carbone des exportations. Mais on ne le fait pas faute de statistiques fiables.

Figure 2. Les scénarios d’évolution des émissions de gaz à effet de serre (source PNUE).

Le cas de la France

Le choix du nucléaire permet à la France d’afficher un mix électrique à près de 93 % « décarboné » : près de 72 % de la production électrique est d’origine nucléaire, un peu plus de 12 % d’origine hydraulique, environ 2 % provient de la biomasse et 7 % du solaire et de l’éolien.

L’électricité thermique « carbonée » ne représente guère plus de 7 % (produite avec du gaz et très peu de charbon ou de fioul). Les perspectives prévues par la PPE (programmation pluriannuelle de l’énergie), qui devrait être arrêtée d’ici fin 2019 et qui donne la feuille de route pour les dix ans qui viennent, prévoient de réduire la part du nucléaire à 50 % d’ici 2035 et d’accroître celle des renouvelables à 40 % d’ici 2030. Cela n’aura cependant pas d’incidence sur les émissions de CO2 de la France, puisque l’on remplacera une énergie déjà décarbonée (le nucléaire) par d’autres énergies décarbonées (solaire et éolien). De plus, l’électricité ne représente qu’un quart de la consommation finale d’énergie des Français. L’essentiel (45 %) est constitué par les produits pétroliers (notamment les carburants pour les transports) et le gaz naturel (20 %) qui sont des sources d’énergie fortement émettrices de CO2. Le reste est constitué par de la biomasse (le bois de combustion pour l’essentiel) et un peu de charbon (4 % de la consommation finale). La structure des émissions françaises de gaz à effet de serre montre que c’est le secteur des transports qui demeure le principal émetteur (28 %), suivi par celui des bâtiments résidentiels et tertiaires (19 %). L’industrie hors énergie vient bien après (15 %), notamment parce que son poids dans l’économie française a fortement diminué au cours des vingt dernières années. C’est donc dans le secteur du transport et celui des bâtiments que doivent porter les efforts de réduction de nos émissions de gaz à effet de serre.

La promotion des « énergies vertes », un choix souvent coûteux

Pour orienter les choix énergétiques, la puissance publique dispose de plusieurs outils : l’instauration de normes, la mise en place de dispositifs fiscaux et le recours à des subventions (l’État peut éventuellement nationaliser certaines activités pour des raisons stratégiques ; cf. les nationalisations de 1946 en France dans le secteur de l’énergie). Pour faciliter l’isolation des bâtiments ou l’efficacité énergétique au niveau des équipements de chauffage, l’État attribue des aides diverses sous forme de dégrèvements fiscaux (on parle de « dépense fiscale ») ou de subventions directes (primes ou certificats d’économies d’énergie). Pour le remplacement des véhicules polluants par des véhicules qui le sont moins ou pour la promotion du véhicule électrique, il utilise le système des primes de conversion et celui du bonus-malus. Il s’agit alors d’éviter autant que possible deux écueils : « l’effet d’aubaine » qui consiste à attribuer une prime à ceux qui auraient fait ce choix sans la subvention, et « l’effet rebond » qui conduit à ce que le consommateur dont la facture de chauffage a diminué en profite pour accroître ses dépenses d’énergie. Deux mécanismes font aujourd’hui débat en Europe : la taxe carbone, d’une part, les tarifs d’achat des énergies renouvelables, d’autre part.

Sur le principe, la taxe carbone qui consiste à faire payer une « externalité », c’est-à-dire un coût qui, sans cette taxe, est supporté par la collectivité (la pollution en l’espèce), va dans le sens souhaité car elle vise à pénaliser les énergies fossiles en jouant sur leur prix.

Moulin à vent près de Delft,Johan Jongkind (1819-1891)

Partout en Europe, la promotion des énergies renouvelables (éolien et photovoltaïque) s’est faite via des prix d’achat garantis. Le principe est simple : le producteur de cette électricité bénéficie d’un prix d’achat élevé garanti sur une longue période (15 à 20 ans), très supérieur au prix du marché de gros de l’électricité, qui lui permet de couvrir ses coûts. Il existe en effet un marché dit au comptant sur lequel s’échange de l’électricité chaque jour (24 prix horaires). En France, la différence entre ce prix d’achat garanti et le prix de gros est financée par le consommateur d’électricité à travers une taxe nommée CSPE (contribution au service public de l’électricité). La chute rapide et mal anticipée des coûts de production du solaire photovoltaïque a, de fait, généré des rentes pour les producteurs, tandis que le coût pour le consommateur ne cessait de croître. La Cour des comptes, dans un rapport de 2018, estime le surcoût cumulé à financer entre 2017 et 2040 à près de 121 milliards d’euros. De ce fait, la part des taxes dans le prix TTC du kWh payé par le consommateur d’électricité est passée de 18 % à 34 % entre 2008 et 2018. Depuis 2017, la CSPE est plafonnée et versée au budget général de l’État et le surcoût des renouvelables est maintenant financé par une partie de la TICPE (taxe intérieure de consommation sur les produits énergétiques). Ce sont donc les consommateurs de produits pétroliers qui paient pour la promotion des renouvelables.

L’éolien et le solaire ont presque atteint la « parité réseau » pour l’autoconsommation et, du coup, les aides sont moins nécessaires (voir encadré). Il subsiste toutefois le délicat problème de l’intermittence qui oblige à trouver d’autres moyens de flexibilité, comme l’effacement de la demande à certaines heures ou le stockage et déstockage massif de l’électricité.

La transition énergétique « bas carbone » a et aura un coût pour le consommateur, quel que soit le mix de technologies retenues (énergies renouvelables, nucléaire, capture et stockage du carbone), mais c’est le prix à payer si l’on veut laisser un environnement « durable » aux générations futures.

La parité réseau et l’autoconsommation

La parité réseau désigne le moment où les coûts de revient d’un kilowattheure produit par un système photovoltaïque individuel devient égal à celui proposé par le réseau électrique. Aujourd’hui, en France, ces coûts sont assez proches (en particulier dans le sud, plus ensoleillé). Mais il est fondamental de comprendre qu’il ne s’agit pas en réalité du même produit, du même « kilowattheure ».

En effet, on compare une énergie disponible en sortie du panneau solaire avec une énergie produite par une unité de production centralisée, mais qui a été transportée et qui est assujettie à des taxes. Cette parité ne tient donc que si l’énergie produite localement est consommée sur site – en autoproduction (si elle n’est pas transportée et ne fait pas l’objet de taxes). Autrement, il faut ajouter les coûts de transport sur le réseau (qui comportent une grande part indépendante de la distance) et les différentes taxes associées, soit au total, près des deux tiers de la facture d’un consommateur résidentiel. De plus, la valeur d’un kilowattheure varie selon l’heure de la journée et la période où il est soutiré ou injecté. L’autoconsommateur soutire du réseau des kWh aux heures de pointe et tend à injecter ses excédents sur ce réseau aux heures creuses.

Enfin, ce kilowattheure doit être consommé immédiatement, à défaut d’être injecté sur le réseau, et n’est pas disponible quand il n’y a pas d’ensoleillement ou pendant la nuit. Pour le comparer à celui disponible sur le réseau, il faut ajouter un système de stockage.

Conclusion

La principale difficulté pour le décideur porte aujourd’hui sur ce que sera l’évolution de la demande d’énergie dans les prochaines décennies, tant les facteurs à prendre en considération sont nombreux. La pression démographique, les besoins des pays en développement, la pénétration du numérique dans l’activité de tous les jours, y compris pour la mobilité, poussent à un développement de nouveaux usages et risquent d’accroître les besoins d’énergie, notamment d’électricité. Mais, dans le même temps, le progrès technique permet d’améliorer l’efficacité tout au long de la chaîne énergétique et cela milite plutôt en faveur d’une moindre croissance des besoins. Le problème principal n’est plus aujourd’hui celui de l’épuisement des ressources énergétiques, mais davantage celui de ne pas extraire toutes les ressources fossiles pour limiter le réchauffement climatique 3. Un objectif ambitieux de la COP21 est d’atteindre la « neutralité carbone » à l’horizon 2050 : les émissions de dioxyde de carbone doivent être strictement compensées par une quantité égale de dioxyde de carbone piégée dans des « puits de carbone » (forêts ou CCS, pour Carbon Capture and Storage, notamment). Cela passe par la prise en compte du coût pour la société des émissions de carbone (par exemple, avec un niveau élevé d’une taxe carbone) et par le développement à grande échelle d’énergies dites « décarbonées » comme le nucléaire ou les renouvelables (éolien, solaire, hydraulique, biomasse). Devant l’ampleur des enjeux, toutes les technologies décarbonées sont à valoriser, le nucléaire comme les énergies renouvelables, et elles devraient bénéficier de progrès techniques à toutes les étapes du cycle. D’autres contraintes peuvent apparaître, comme l’épuisement de ressources stratégiques (métaux rares et terres rares) indispensables au développement à grande échelle des véhicules électriques, des batteries, des panneaux photovoltaïques et des objets connectés.

La Gare Saint-Lazare, arrivée d’un train(détail), Claude Monet (1840-1926)

La principale incertitude porte sur les mutations technologiques. Le progrès technique permet aujourd’hui d’aller chercher du pétrole à plus de 5 000 mètres au fond des mers, de construire des réacteurs nucléaires de petite taille embarqués sur une barge, d’envisager le développement à grande échelle de véhicules électriques autonomes. Il permettra peut-être un jour de bénéficier d’une électricité quasi infinie et bon marché grâce à la fusion nucléaire. Mais il ne suffit pas d’attendre ses retombées, il faut les encourager en finançant de la recherche fondamentale et appliquée.

Références

1 Cour des comptes, « Le soutien aux énergies renouvelables », communication à la Commission des finances du Sénat, Paris, mars 2018.

2 Hansen JP, Percebois J, Transitions électriques ; ce que l’Europe et les marchés n’ont pas su vous dire, préface de Gérard Mestrallet, Editions Odile Jacob, 2017, 276p. 

3 International Energy Agency, “World Energy Outlook”. Sur iea.org

1 Les émissions de gaz à effet de serre sont quantifiées en équivalent CO2 en utilisant des pondérations fondées sur les potentiels de réchauffement planétaire sur une période données (le GIEC retient cent ans).

2 Voir l’article d’Olivier Appert, « La transition énergétique dans le secteur des transports », dans ce dossier.

3 Voir l’article de Denis Babusiaux et Pierre-René Bauquist, « Quel avenir pour le pétrole ? », dans ce dossier.

Publié dans le n° 329 de la revue


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L' auteur

Jacques Percebois

Économiste, professeur émérite à l’université de Montpellier et coresponsable du pôle « transitions énergétiques » à la (...)

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