Question n°562
Inter comparaison CO2 / coûts Allemagne France
, lePourquoi en France faisons-nous toujours référence à nos voisins allemands dans le domaine de l'écologie alors que dans les faits ils sont moins performants que nous ? Il suffit de regarder leurs émissions de CO2 de l'ordre de 10 tonnes par habitant pour environ 5 tonnes par habitant en France en 2015 (source Eurostat). Le prix de l'Electricité courant 2016 pour la clientèle résidentielle en Allemagne est de 298€/MW pour 171 €/MW en France (> de 74%). Devant de tels résultats, devons-nous continuer à subventionner les énergies renouvelables intermittentes ? Car c'est bien pour palier à cette intermittence que les centrales au lignite en Allemagne déversent leur CO2 et particules fines sur toute l'Europe (ces rejets ne s'arrêtent pas aux frontières).
Est-ce que nos industriels Français, dans la concurrence mondiale acharnée, pourront se permettre une dégradation de livraison de l'énergie (en termes de fréquence et tension si déséquilibre production/consommation non maitrisé), ainsi qu'une augmentation significative des coûts due aux subventions ENR électriques alors que cette énergie électrique est déjà largement décarbonnée en France ?
Jusque quand les particuliers seront-ils capables de faire face aux augmentations tarifaires de l'énergie si nous continuons dans cette voie ?
Les subventions devraient aller en priorité sur l'isolation de l'habitat ancien et nouveau, cela profiterait ainsi aux entreprises locales tout en diminuant les dépenses d'énergie des citoyens. Là il y a un vrai gisement de diminution émission CO2.
C'est vrai également pour le transport. C'est dommage d'avoir supprimé l'écotaxe qui favorisait les circuits courts. C'est dommage de ne pas avoir développé plus le ferroutage. Les véhicules électriques sont une bonne solution si à la source, l'énergie est non émettrice de CO2 (ENR, nucléaire, hydrogène).
En ce qui concerne le stockage, j'ai des doutes sur les capacités énormes que devront avoir les batteries (sans parler du cycle complet d'élaboration, recyclage, utilisation de terres rares...). Le meilleur stockage est pour moi l'exemple des Stations d'Energie par Pompage Turbinage comme Revin dans les Ardennes (800 MW disponibles en moins de 3 mn). N'y a-t-il pas d'autres sites possibles comme les lacs de rétention du bassin parisien ou dans nos grands massifs montagneux (il faut un lac supérieur et inférieur) ?
Nous vous remercions pour votre contribution au débat.
Concernant la comparaison avec l’Allemagne :
Selon les données de l’Agence Internationale de l’Énergie, le mix électrique allemand repose essentiellement sur le charbon, fort émetteur de gaz à effet de serre (à 44 % en 2015) ; c’est pourquoi les émissions allemandes restent élevées malgré les investissements conséquents (150 milliards d’€ entre 2005 et 2015 selon le ministère de l’énergie allemand) dans les énergies renouvelables. Le nucléaire ne constituait que 18 % du mix électrique en 2011, avant la décision de fermeture de centrales nucléaires suite à l’accident de Fukushima de 2011. Depuis, la part de nucléaire dans le mix électrique a été abaissée à 14 % (2015), la production d’électricité a augmenté, les importations ont diminué et les exportations ont augmenté. Le modèle allemand de transition énergétique ne peut toutefois pas être répliqué directement à la France étant donné les différences de systèmes énergétiques existants entre ces pays. Néanmoins, l’Allemagne reste un partenaire important de la France dans le cadre des négociations européennes en matière de développement des énergies renouvelables, les deux pays partageant une approche commune des enjeux liés aux énergies renouvelables.
Concernant le développement des énergies renouvelables:
Si l’énergie nucléaire constitue d’un point de vue des émissions de gaz à effet de serre un atout, sa forte proportion est également susceptible de dégrader la robustesse du système électrique. L’Autorité de sûreté nucléaire (ASN) a ainsi rappelé à plusieurs reprises qu’une des vocations de la diversification du mix électrique était de renforcer aussi la sécurité d'approvisionnement en électricité. Il est en effet important de disposer de marges suffisantes dans le système électrique pour faire face à l’éventualité de suspendre simultanément le fonctionnement de plusieurs réacteurs qui présenteraient un défaut générique grave. Un exemple de tel défaut générique est l’anomalie de concentration en carbone de l’acier qui a affecté les générateurs de vapeur de douze réacteurs à l'hiver 2016 qui n’étaient ainsi pas disponibles au cours de l’hiver.
En diversifiant le mix électrique, le développement des énergies renouvelables électrique que poursuit le Gouvernement contribue au renforcement des marges d'approvisionnement susceptibles de pouvoir palier de tels événements sur le parc nucléaire.
L’augmentation de la part des énergies renouvelables posera, comme vous le soulignez, des questions sur leur intégration au réseau. Le retour d’expérience international réalisé par l’Agence internationale de l’énergie (AIE) sur la base de l’expérience des pays utilisant des sources d’énergies renouvelables non pilotables montre que l’intégration des énergies renouvelables non pilotables dans le système est déjà possible au moins jusqu’à 40 % d’intégration. Au fur et à mesure que leur place dans la production totale augmente, la gestion du réseau évolue pour en tenir compte. À de hauts niveaux d’intégration, le pilotage de la demande doit être actionné, et d’autres formes de flexibilité comme le stockage.
Le bilan prévisionnel 2017 publié par RTE montre que des taux d’énergies renouvelables importants sont possibles dans le mix à l’horizon 2035 (jusqu’à 49% dans le scénario Ampère). Dans l’ensemble des scénarios de RTE, des fermetures de centrales nucléaires sont possibles en parallèle de la montée en puissance des capacités renouvelables tout en continuant d’assurer sa sécurité d’approvisionnement.
Concernant l’évolution du prix de l’électricité :
Le financement des compensations des charges du service public de l’énergie a été modifié en profondeur dans le cadre des lois de finances successives depuis la loi du 29 décembre 2015 de finances rectificatives pour 2015.
La CSPE, taxe payée par les consommateurs d’électricité et qui historiquement finançait les charges du service public de l’électricité, notamment le coût du soutien public au développement des énergies renouvelables électriques (au travers des dispositifs d’obligation d’achat), n’est plus liée au financement des énergies renouvelables. Elle est désormais affectée directement au budget général de l’Etat. Son taux est resté fixé à 22,5 €/MWh depuis le début de la mise en œuvre de la réforme des charges du service de l’énergie en 2016.
Le financement des charges de soutien au développement des énergies renouvelables électriques est assuré par le compte d’affectation spéciale « Transition énergétique » qui est désormais alimenté par des taxes pesant sur les produits énergétiques les plus émetteurs de gaz à effet de serre : taxe intérieure de consommation sur les produits énergétiques qui pèse notamment sur les carburants fossiles essence et diesel et taxe intérieure de consommation sur le charbon.
L’évolution du coût du soutien au développement des ENR n’a donc plus d’impact aujourd’hui sur la facture d’électricité des consommateurs.
Concernant les coûts du soutien au développement des ENR, compte tenu de la baisse des coûts des technologies renouvelables, en particulier solaires et éoliennes, (cf. illustrations en page 133 du dossier du maître d’ouvrage), le développement de nouveaux projets renouvelables a un impact beaucoup plus faible sur les charges de service public que celui des projets soutenus par le passé. Cette baisse des coûts devrait se poursuivre. Le coût dont vous parlez est donc un coût de transition qui n’a pas vocation à perdurer dans le temps.
Concernant le stockage sous forme de STEP :
La France est déjà équipée de STEP pour une puissance totale d'environ 5 GW. Leur capacité de stockage et leur flexibilité jouent un rôle essentiel pour assurer l'équilibre du système électrique et pour l'intégration des énergies renouvelables intermittentes.
Le potentiel hydroélectrique restant est limité par le taux d'équipement important déjà existant et par les enjeux de protection de l’environnement. Pour les STEP en particulier, seuls des sites présentant une configuration particulière peuvent être envisagés, et ces aménagements se caractérisent par des coûts de génie civil et de technologie électrique importants.
Il existe toutefois une marge de progression et d'optimisation du parc. Dans ce cadre, le Gouvernement soutient la réalisation de nouveaux investissements de développement des STEP.
Dans le cadre de la Programmation pluriannuelle de l'énergie de 2016, l’État a commencé l'étude des sites qui pourraient accueillir la construction ou l'optimisation d'une station de transfert d’énergie par pompage afin d’engager d’ici 2023 des projets en vue d’un développement de 1 à 2 GW de capacités supplémentaires à l’horizon 2030.