Électricité : assumer les coûts et préparer la transition énergétique

Rapports de commission d'enquête

Rapport n° 667 (2011-2012), tome I, déposé le

DEUXIÈME PARTIE - VERS UN NOUVEAU MODÈLE DÉCENTRALISÉ PRIVILÉGIANT LA SÉCURITÉ ET L'EFFICACITÉ ÉNERGÉTIQUE

Dans la première partie du rapport, votre rapporteur a voulu souligner l'importance des investissements à réaliser dans les prochaines années, et donc l'ampleur des pressions à la hausse qui vont s'exercer sur le coût de l'électricité ; dans cette seconde partie, il s'agit d'évoquer la transition énergétique qui se profile même si l'on n'en connaît pas encore vraiment les contours, en insistant sur les décisions stratégiques à prendre, ainsi que sur les évolutions qui, quoi qu'il arrive, vont profondément transformer le paysage énergétique mondial.

Votre commission s'est contentée de recueillir des témoignages d'acteurs importants et d'en faire la synthèse pour montrer qu'une phase de notre histoire énergétique s'achève et que nous vivons une période de transition entre une organisation centralisée, issue de l'idéologie étatiste héritée du XIX e siècle et mise en oeuvre tout au long du XX e siècle, et un monde nouveau, a priori décentralisé, né de la convergence des nouvelles technologies de l'information et de l'énergie.

La conviction de votre rapporteur est que le coût de l'électricité est devenu une donnée éminemment fluctuante qui dépendra à la fois de variables économiques objectives mais aussi de facteurs plus politiques tels que les choix de société d'aujourd'hui ou le poids de l'Histoire - et il peut le regretter à titre personnel s'agissant de la filière nucléaire -, car un pays ne peut que difficilement faire table rase de son passé surtout dans un univers de très long terme comme celui de l'énergie.

C'est sur la base de cette toile de fond très générale, que votre commission s'est efforcée, revenant à des préoccupations très concrètes et plus immédiates, de traiter la question de l'imputation des coûts « réels » de l'électricité aux différents agents économiques, respectant ainsi la feuille de route qui lui avait été tracée. Des modalités de cette imputation, dépendent en fait la faisabilité des actions qui sous-tendent les différentes stratégies énergétiques envisageables et, partant, la crédibilité de ces stratégies elles-mêmes.

I. QUELLE STRATÉGIE POUR LES VINGT ANS À VENIR ?

Dans la phase de mutation actuelle, l'arbitrage entre les filières ne dépend pas simplement de considérations économiques. Certes, le coût au mégawatt-heure de chacune des filières est un paramètre fondamental dans cet arbitrage ; mais les considérations de principe sont d'autant plus importantes qu'elles conditionnent certains choix ex ante en matière de configuration des réseaux, dont on sait qu'ils constituent aussi une fraction appréciable du coût de l'électricité pour le consommateur final.

Au surplus, le caractère très évolutif des technologies et de leur coût ne permet pas de déterminer, avec un degré de certitude suffisant pour guider les choix d'investissement, celles des filières et, à l'intérieur de celles-ci, les technologies, qui se révéleront finalement les plus efficaces.

Dans cette perspective, il a paru raisonnable de fournir un cadre de réflexion stratégique en développant trois niveaux d'analyse : les nouvelles modalités d'ajustement de l'offre et de la demande, sachant qu'il était impératif de consommer mieux voire moins ; les différentes questions spécifiques que pose la filière nucléaire, compte tenu de son poids dans le bouquet énergétique français, dont les réponses conditionnent très directement, au travers de la durée de fonctionnement des centrales, le coût de l'électricité payée par les consommateurs ; enfin, à titre de cadrage, les scénarios du possible, en tenant compte des aléas résultants de l'évolution des marchés des combustibles fossiles et les perspectives à moyen terme d'équilibrage du marché européen de l'électricité.

La gestion d'une modification brutale du bouquet électrique :
l'exemple du Japon

Votre rapporteur a interrogé, par l'intermédiaire de la direction générale du Trésor, le service économique de l'ambassade de France au Japon au sujet des conséquences immédiates de l'arrêt progressif des réacteurs japonais consécutif à la catastrophe de Fukushima.

« 1. Comment a été géré l'arrêt - dans un temps très bref - de la quasi-totalité des réacteurs japonais à la suite de la catastrophe de Fukushima ?

En particulier :

- quelle part du mix électrique japonais représentaient les réacteurs arrêtés ?

- comment cette baisse de la production a-t-elle été compensée ?

- disposez-vous de chiffres permettant d'évaluer les économies d'électricité réalisées au Japon à la suite de la catastrophe de Fukushima ? Comment ces économies ont-elles été incitées ?

- quelles ont été les conséquences de l'arrêt des réacteurs sur les prix de l'électricité ? En cas de hausse, comment ont été impactés les consommateurs particuliers et les entreprises ?

État des lieux

En 2010 l'énergie nucléaire représentait au Japon 113 ( * ) environ 10,7 % du bouquet énergétique et 31 % de la production d'électricité grâce à 54 réacteurs nucléaires exploités par neuf opérateurs régionaux et un producteur indépendant.

Avant le 11 mars 2011, le Japon disposait d'une capacité installée totale de 228,5 GW, pour un pic de consommation d'environ 180 GW atteint en août 2010 114 ( * ) , soit une réserve de 48,5 GW ou 27 % par rapport au pic 115 ( * ) . Cette réserve de capacité pouvait même être supérieure en prenant en compte les moyens de production captifs. La capacité nucléaire installée au Japon est de 49 GW, et les producteurs arrivent au mieux à mobiliser environ 35 GW simultanément (en 2010 le facteur de charge moyen était de 62 %).

La fermeture du parc nucléaire pouvait donc être en théorie compensée par la mise en route de capacités thermiques. Plusieurs facteurs viennent toutefois nuancer ce premier calcul. Premièrement, des capacités thermiques ont été endommagées ou détruites le 11 mars. Deuxièmement, certains opérateurs sont plus nucléarisés que d'autres, donc plus sensibles à l'arrêt des centrales nucléaires. Ainsi, 30 % des capacités de Kansai EPCO sont nucléaires. Troisièmement, les capacités thermiques ont elles aussi besoin de périodes de maintenance. Quatrièmement, une marge de capacité est nécessaire pour pouvoir opérer un réseau électrique correctement. Des efforts au niveau de la demande sont donc impératifs.

Effort de réduction de la consommation

Pendant l'été 2011, alors qu'il restait encore 15 GW de capacité nucléaire en ligne au Japon, les régions de Tokyo et de Tohoku ont du faire des efforts très importants pour faire correspondre offre et demande. Du côté de l'offre, de nouvelles capacités de production, essentiellement des turbines à gaz, ont été mises en place par les opérateurs 116 ( * ) . Les capacités thermiques endommagées le 11 mars ont été réparées, et des capacités anciennes, essentiellement au pétrole mais également au charbon, ont été remises en service. Des efforts ont également été faits via le pompage nocturne dans les retenues d'eau et les transferts entre régions. Dans la région de Tokyo, le pic de demande a pu être réduit de 15 %, équitablement réparti entre industries, tertiaire et particuliers. La réduction était obligatoire pour les industriels, elle a demandé des efforts importants d'organisation (production nuit et week-end notamment) et a entrainé des coûts supplémentaires et une baisse de production. Chez les particuliers, des économies très substantielles ont pu être réalisées, grâce au haut sens civique de la population japonaise, sur l'éclairage, la climatisation, et dans le résidentiel en général. On note en 2011 une diminution de la consommation par rapport à 2010 de 8,2 % chez TEPCO, démontrant que des gisements d'économie d'énergie peuvent être exploités même au Japon.

L'hiver 2011-2012, s'il n'en demeurait pas moins critique, n'a néanmoins pas connu de problème majeur d'approvisionnement en électricité. Même s'il ne restait plus que 5 GW de capacité nucléaire en ligne au mois de janvier, le pic hivernal est moins important que le pic estival, et les mesures de réduction de la consommation ont fait leurs preuves. Kyushu EPCO et surtout Kansai EPCO, fortement nucléarisés, ont demandé à leurs clients une réduction volontaire de la consommation entre décembre et mars, de 5 % dans le Kyushu et de 10 % dans le Kansai.

Sur une base annuelle, l'écart de production d'électricité pour la période comprise entre mars et février des années 2010 et 2011 est de 66 TWh, soit -7,09 % par rapport à 2010 (cf. annexes pour un détail mensuel par type d'énergie). Si ce chiffre donne une idée de la contrainte générale exercée sur la consommation, il faut également prendre en compte l'effort sur une base quotidienne et hebdomadaire comme détaillé plus haut qui relève en réalité plus d'une réduction des pics que d'un effort constant.

Impact sur le coût de l'électricité

Le recours accru à la génération thermique pour suppléer au déficit de capacité électronucléaire induit une hausse considérable des importations de combustibles fossiles dans un contexte international déjà tendu. Cet accroissement est nettement visible sur les chiffres de la balance commerciale japonaise et est responsable pour moitié du déficit commercial en 2011.

Ces importations ont également un impact important sur l'équilibre financier des opérateurs d'électricité qui devraient, semble-t-il, être tous dans le rouge pour l'année fiscale 2011. Ceux-ci sont légitimement tentés de répercuter cette hausse de leurs coûts sur les consommateurs. La libéralisation du marché de l'électricité ne s'étendant toutefois pas à l'ensemble des consommateurs - seules les hautes et très hautes tensions sont concernées - la tarification des particuliers doit toujours faire l'objet d'une approbation gouvernementale. L'opérateur du Kanto, TEPCO, a d'ores et déjà relevé de 17 % ses tarifs pour les consommateurs industriels depuis le 1 er avril, mais cette décision doit faire l'objet d'un accord commun entre le client et le fournisseur, ce qui n'a presque pas été le cas. D'autres opérateurs devraient suivre en l'absence de redémarrage des réacteurs nucléaires. Une hausse des tarifs pour les petits consommateurs de l'ordre de 10 % est à l'étude mais est intimement liée au redressement financier de TEPCO et notamment à la participation de l'État japonais dans son capital. »

(Source : direction générale du Trésor, contributions des services économiques, en réponse à un questionnaire de votre rapporteur)

A. TROUVER UN NOUVEL ÉQUILIBRE ENTRE PRODUIRE PLUS ET CONSOMMER MOINS

L'augmentation annoncée du coût de l'électricité ne permet plus de rester dans un schéma « produire plus pour consommer plus », mais invite, d'une part, à privilégier les économies d'énergie et, d'autre part, à imaginer de nouveaux schémas permettant de « produire mieux ».

1. Donner une nouvelle impulsion aux économies d'énergies :

Dans un contexte où l'énergie était encore bon marché il y a peu - le baril de pétrole était sous les 20 dollars à la fin des années 1990 - et où l'électricité en France reste encore moins chère que chez nos voisins européens 117 ( * ) , les économies d'énergie ont pu ne pas être considérées comme une priorité, oubliant que le mégawatt-heure le moins cher et le moins polluant est celui que l'on ne consomme pas.

Les choses ont évolué sur ce point. En janvier 2008, le paquet énergie-climat a posé l'objectif d'une réduction de 20 % de la consommation d'énergie en Europe, à l'horizon 2020, par rapport à une situation de référence. Le respect de cet objectif semble possible, au moins pour la France, si l'on se réfère à la direction générale de l'énergie et du climat, que votre commission a auditionnée. Ses représentants 118 ( * ) lui ont assuré que la France était sur une trajectoire de réduction de la consommation d'énergie estimée par le ministère entre 19,7 et 21,4 %.

Le 15 juin dernier, le Conseil a approuvé un accord entre la Commission, le Parlement et le Conseil sur le projet de directive sur l'efficacité énergétique. Ce compromis est moins ambitieux que les propositions initiales de la Commission et de la commission ITRE (industrie, transports, énergie) du Parlement, mais contient malgré tout des avancées importantes : le texte prévoit ainsi la mise en place dans chaque État membre d'un mécanisme équivalent à celui des certificats d'économie d'énergie, qui imposeront aux sociétés d'énergie de réaliser des économies d'énergie pour un volume équivalent à 1,5 % des ventes annuelles d'énergie aux consommateurs finaux (hors transports) ; par ailleurs, a été introduit un objectif de 3 % de rénovation annuelle des bâtiments des États ; enfin, chaque État devra élaborer une feuille de route sur l'efficacité énergétique dans le bâtiment à l'horizon 2050. Ce texte doit encore être adopté définitivement par le Parlement européen.

Les certificats d'économies d'énergie

Le dispositif des certificats d'économies d'énergie (CEE), créé par les articles 14 à 17 de la loi n° 2005-781 du 13 juillet 2005 de programme fixant les orientations de la politique énergétique (loi POPE), constitue l'un des instruments phares de la politique de maîtrise de la demande énergétique.

Ce dispositif repose sur une obligation de réalisation d'économies d'énergie imposée par les pouvoirs publics aux vendeurs d'énergie appelés les « obligés » (électricité, gaz, chaleur, froid, fioul domestique et nouvellement les carburants pour automobiles). Ceux-ci sont ainsi incités à promouvoir activement l'efficacité énergétique auprès de leurs clients : ménages, collectivités territoriales ou professionnels.

Un objectif triennal est défini et réparti entre les opérateurs en fonction de leurs volumes de ventes. En fin de période, les vendeurs d'énergie obligés doivent justifier de l'accomplissement de leurs obligations par la détention d'un montant de certificats équivalent à ces obligations. Les certificats sont obtenus à la suite d'actions entreprises en propre par les opérateurs ou par l'achat à d'autres acteurs ayant mené des opérations d'économies d'énergie. En cas de non respect de leurs obligations, les obligés sont tenus de verser une pénalité libératoire de deux centimes d'euro par kWh cumac 119 ( * ) manquant.

Les certificats d'économies d'énergie sont attribués, sous certaines conditions, par les services du ministère chargé de l'énergie, aux acteurs éligibles (obligés mais aussi d'autres personnes morales non obligées) réalisant des opérations d'économies d'énergie.

Suite au succès de la première période (mi 2006 - mi 2009) pour laquelle l'obligation d'économies d'énergie était de 54 TWh cumac, le Gouvernement a souhaité proroger le dispositif pour une seconde période triennale. Celle-ci a débuté le 1 er janvier 2011 et l'objectif d'économies d'énergies correspondant est de 345 TWh cumac.

Source : DGEC

Dans ce contexte nouveau de la recherche de l'efficacité énergétique, la consommation d'électricité sera évidemment mise à contribution.

a) Les usages domestiques de l'électricité recèlent d'importants gisements d'économies d'électricité
(1) Les possibilités offertes au niveau des équipements relevant de la consommation dite « spécifique »

Comme on l'a vu précédemment 120 ( * ) , la consommation d'électricité spécifique représente la moitié de la consommation du secteur résidentiel et croît à un rythme soutenu : plus 85 % entre 1990 et 2009. Agir sur ce poste de consommation permettrait donc d'obtenir des résultats significatifs, d'autant plus rapidement que les appareils concernés ont une durée de vie moyenne relativement brève - une dizaine d'années - qui permet d'envisager un remplacement relativement rapide du parc.

L'association Global Chance a évalué les économies d'électricité qui pourraient être réalisées en 2020 par rapport à 2007 pour différents équipements 121 ( * ) .

Le passage de 50 % des réfrigérateurs et des congélateurs en classe « A » permettrait d'économiser près de 5 TWh par an, tout comme le remplacement systématique des lampes à incandescence par des lampes basse consommation. Le basculement vers des téléviseurs plus économes pourrait pour sa part permettre d'économiser plus de 3 TWh par an.

À ces économies s'ajoutent celles dans les équipements informatiques, dans le poste « lavage », dans les veilles des appareils et dans différents équipements, si bien que Global Chance estime que le potentiel total d'économies d'électricité pour les usages spécifiques dans le secteur résidentiel est de 20,35 TWh en 2020, par rapport à 2007.

Une étude du CEREN pour l'ADEME et RTE retenait un ordre de grandeur voisin, avec un gisement d'économie d'électricité spécifique dans le résidentiel de 24,7 TWh par an en 2020, par rapport à 2001.

(2) L'information du consommateur : un étiquetage à faire évoluer

Le premier levier d'action pour inciter les consommateurs à acheter des équipements économes en énergie consiste à améliorer leur information sur la consommation de ces équipements.

C'est ce à quoi s'est attachée la directive 92/75/CEE du 22 septembre 1992, en instaurant un étiquetage énergétique selon le modèle représenté ci-contre, les appareils étant classés sur une échelle de A à G selon leur consommation. Cet affichage a été rendu obligatoire dès 1995 pour le poste « froid », puis progressivement étendu aux appareils du poste « lavage », aux fours et aux climatiseurs, ou encore aux ampoules (1998).

La directive a été revue en 2010 pour introduire des classes « A+ », « A++ » et « A+++ », ainsi que pour afficher la consommation annuelle. Elle va être progressivement étendue à d'autres produits et notamment aux téléviseurs, chaînes Hi-Fi et consoles de jeu.

Cet étiquetage est aujourd'hui connu et compris : d'après une étude de l'ADEME en 2007, 81 % des consommateurs connaissent cet étiquetage énergie et parmi leurs critères de choix, celui-ci arrive en deuxième position, après le prix mais avant la marque.

Si votre commission ne peut que se réjouir de cette meilleure information du consommateur, elle s'inquiète du risque d'obsolescence auquel est confrontée cette échelle. Une étude menée en 2010 par l'UFC-Que Choisir 122 ( * ) faisait ainsi remarquer que les réfrigérateurs-congélateurs de classe « A » étaient, de façon contre-intuitive, devenus les plus énergivores à la vente, aucun appareil des catégories B à G n'étant plus proposé en rayon. La nécessité apparaît donc de mettre à jour régulièrement cette échelle, sous peine d'envoyer un mauvais signal au consommateur.

On peut également reprocher au système de l'étiquetage énergie de rester trop virtuel. Dans son rapport « Pour une consommation durable » de janvier 2011, le Centre d'analyse stratégique rappelait la difficulté pour le consommateur à traduire cette information sur la consommation électrique en critère de décision rationnel, c'est-à-dire à comparer le surcoût à l'achat aux économies réalisées grâce à une consommation moins importante. La possibilité de faire apparaître une traduction monétaire de la consommation annuelle aurait probablement un impact positif, mais se heurte à la difficulté du choix du prix du kilowatt-heure à retenir, celui-ci pouvant varier de façon importante selon le consommateur et selon le pays.

(3) L'envoi du bon signal-prix au consommateur
(a) L'intérêt d'un bonus-malus

Dans son étude, l'UFC-Que Choisir faisait également apparaître que « le surcoût pour l'achat d'un appareil économe en énergie n'est pas amorti avec les économies d'électricité ». Pour reprendre l'exemple d'un réfrigérateur-congélateur, le surcoût à l'achat d'un appareil de catégorie « A+ » par rapport à un appareil de catégorie « A » n'était que tout juste compensé au bout de dix ans ; il ne l'était qu'à 60 % - toujours au bout de dix ans - pour un appareil de catégorie « A++ » par rapport à un appareil de catégorie « A ».

C'est pourquoi votre commission s'est interrogée sur l'opportunité de mettre en place un mécanisme de bonus-malus, inspiré de celui existant pour le secteur automobile, afin d'envoyer le bon signal-prix au consommateur.

Lors de son audition, M. Benjamin Dessus, président de l'association Global Chance, a défendu cette idée : « Aujourd'hui [ ... ] l'acquéreur d'un home cinéma avec un écran de 1 m² est totalement inconscient du fait qu'il consommera, à technologie constante, à peu près dix fois plus que le propriétaire d'une télévision de 30 par 30 centimètres - tout simplement parce que la surface de son écran est dix fois plus grande. [ ... ] Il faut donc lui envoyer un signal, lui faire comprendre que, s'il choisit cet équipement, il devra payer une forte taxe à l'achat ».

Cette idée était également défendue par l'UFC-Que Choisir dans son étude précitée et avait également été avancée dans le cadre du Grenelle par le comité opérationnel n° 23 « consommation », sans qu'il y soit pour autant donné suite.

Votre commission soutient ce mécanisme de bonus-malus, qui permettrait de donner un avantage compétitif aux produits énergétiquement vertueux, sans pour autant peser sur les finances publiques : à condition d'être correctement calibré et fréquemment mis à jour, le dispositif s'autofinancerait, le bonus accordé étant financé par le malus appliqué aux appareils moins efficaces.

À titre personnel, votre rapporteur considère que, si la mise en place d'un tel mécanisme de bonus-malus s'avérerait trop difficile à gérer pour des biens extrêmement nombreux et dont la valeur unitaire reste relativement faible, il pourrait être utilement remplacé par une taxe sur les produits concernés, dont le taux croîtrait progressivement avec leur consommation électrique.

(b) La nécessité de développer l'horo-saisonnalité des tarifs

L'horo-saisonnalité des tarifs consiste à faire varier leur montant en fonction de la saison et de l'heure de consommation. En France, cette question n'est pas totalement nouvelle, puisque les contrats différenciant les heures creuses des heures pleines ont été mis en oeuvre par EDF dès les années 1960.

L'option heures pleines / heures creuses permet de payer moins cher l'électricité au cours des heures creuses (par exemple entre 23 heures et 6 heures), en contrepartie d'un prix plus élevé au cours des heures pleines : 5,67 c€/kWh contre 9,16 c€/kWh (hors taxes) pour un client résidentiel en tarif bleu au 1 er juillet 2011 123 ( * ) , contre 8,31 c€/kWh en option de base (au-dessus de 6 kVA de puissance souscrite).

Le prix de l'abonnement est en revanche plus élevé que l'abonnement de base : 92,52 € (hors taxes) par an contre 74,52 €, dans le même cas de figure, pour une puissance souscrite de 9 kVA, soit près d'un quart de plus.

Fin 2011, 43 % des sites résidentiels au tarif réglementé avaient souscrit à l'option heures creuses, soit 11,7 millions de sites sur 27 millions. S'y ajoutaient 400 000 sites non résidentiels au tarif bleu. Ce type d'option heures pleines / heures creuses est disponible chez la plupart des fournisseurs.

L'horo-saisonnalité des tarifs prend également la forme, chez EDF, du tarif EJP - effacement jour de pointe -, qui consiste à facturer plus cher l'électricité par rapport au tarif « de base » ou « heures pleines/ heures creuses » aux clients ayant souscrit cette option les jours de grande consommation, et plus précisément pendant 22 jours entre novembre et mars, fixés par le fournisseur en fonction des tensions sur le système électrique. Les consommateurs sont prévenus la veille grâce à un boîtier à diodes, et donc incités à s'effacer.

Les tarifs EJP sont en cours d'extinction : il n'est plus possible aujourd'hui d'ouvrir un tel abonnement et seuls les particuliers y ayant souscrit avant 1998 en bénéficient encore. Ils sont remplacés chez EDF par l'option « Tempo », qui reprend la même logique, mais combine à la fois trois types de jours (300 jours bleus « économiques », 43 jours blancs « normaux » et 22 jours « jour de pointe ») et un système heures pleines / heures creuses.

D'un point de vue tarifaire, au 1 er juillet 2011, pour un abonnement de 89,88 € par an (hors taxes), l'option « tempo » permet de bénéficier d'un kilowatt-heure à 4,02 c€ (hors taxes) en heures creuses les jours bleus, contre 39,72 c€ en heures pleines les jours rouges.

Fin 2011, 900 000 sites résidentiels au tarif bleu sur 27 millions, soit un peu plus de 3 %, avaient souscrit l'option « tempo » ou EJP. S'y ajoutaient 200 000 sites non résidentiels sur 3,5 millions, 7 000 sites au tarif jaune sur 321 000 et plus de 4 000 sites au tarif vert sur plus de 100 000.

Répartition par option tarifaire des clients d'EDF au tarif réglementé

Tarif

Option

Nombre de sites

Bleu résidentiel

Base

14 400 000

Heures creuses

11 700 000

EJP

600 000

Tempo

300 000

Sous-total

27 000 000

Bleu non résidentiel

Base

2 300 000

Heures creuses

600 000

Eclairage public

400 000

EJP

100 000

Tempo

100 000

Sous-total

3 500 000

Jaune

Base

314 000

EJP

7 000

Sous-total

321 000

Vert

A5 Base

93 900

A8 Base

3 000

A mod

60

A5 EJP

3 500

A8 EJP

640

B&C Base

19

B&C EJP

6

Sous-total

101 125

Source : EDF

Votre commission regrette que la capacité d'effacement que permettaient les tarifs EJP ait diminué de moitié en une dizaine d'années. EDF pouvait alors, lorsque l'effacement jouait à plein, effacer un peu plus de 6 GW ; ce n'est plus que la moitié aujourd'hui.

En cohérence avec son objectif d'un prix de l'électricité reflétant réellement son coût, votre commission est favorable à l'horo-saisonnalité des tarifs, afin de prendre en compte les problèmes posés par la pointe de consommation électrique et d'inciter aux économies d'énergie, et considère que son développement sera facilité par le déploiement des réseaux intelligents ( cf. infra ).

En revanche, elle souligne que cette différenciation des tarifs doit se faire de façon claire et lisible pour le consommateur , et sans donner naissance à une véritable « jungle tarifaire » aussi complexe que ce qui existe actuellement pour la téléphonie par exemple.

b) L'amélioration de la performance énergétique des bâtiments

À la différence du cas que nous venons d'étudier, les bâtiments se distinguent par leur très longue durée de vie, qui implique que l'amélioration de leur performance énergétique repose à la fois sur l'amélioration de la performance des logements neufs, mais également sur la rénovation du parc existant.

(1) La réglementation dans les logements neufs : quel impact pour la RT 2012 ?

Une nouvelle réglementation thermique (RT) a été adoptée en octobre 2010 pour prendre la suite de la réglementation thermique 2005 : la réglementation thermique 2012 ou RT 2012.

La RT 2012 vient renforcer les exigences concernant la performance de tous les bâtiments neufs dont le permis de construire aura été déposé après le 1 er janvier 2013. Elle s'applique depuis le 28 octobre 2011 pour les bâtiments publics, tertiaires et les logements construits en zone ANRU. Elle prévoit pour ces bâtiments une consommation d'énergie primaire de 50 kWhep 124 ( * ) /m²/an maximum, couvrant le chauffage, le refroidissement, l'éclairage, la production d'eau chaude sanitaire et d'auxiliaires. Ce maximum est modulé selon la localisation géographique, l'altitude, le type d'usage, la surface moyenne des logements et les émissions de CO 2 .

Énergie primaire et énergie finale

Une source d'énergie primaire est une source d'énergie qui est disponible dans la nature et qui se situe au début de la chaîne de transformation de l'énergie. C'est le cas du charbon, du pétrole, du gaz naturel et de la biomasse. Pour l'électricité nucléaire, on compte en énergie primaire (dont la source initiale est l'uranium) la chaleur produite dans les réacteurs nucléaires. Pour l'hydraulique, l'éolien et le photovoltaïque, on compte directement en énergie primaire l'électricité produite.

À la fin de la chaîne de transformation de l'énergie, l'énergie finale est celle effectivement mise à disposition du consommateur.

Entre énergie primaire et énergie finale, pour certaines sources d'énergie, des transformations ont lieu avec des taux de pertes plus ou moins importants selon le procédé. Ainsi, la production nucléaire a un rendement électrique nettement plus bas que celle d'une éolienne par exemple, du fait que les deux tiers de l'énergie produite sont perdus sous forme de chaleur. C'est pourquoi, la RT 2012, afin de prendre en compte la part prépondérante du nucléaire dans notre mix électrique, a retenu un coefficient de conversion énergie finale/primaire de 2,58 pour l'électricité : 1 kWh d'énergie finale consommée a nécessité 2,58 kWh d'énergie primaire.

Votre commission a entendu les doutes qui existaient quant à savoir si cette nouvelle réglementation était défavorable au chauffage électrique, comme le lui a rappelé M. Franck Lacroix, président de Dalkia: « Les modalités de la réglementation thermique découragent le recours au chauffage électrique. Cette volonté claire est assumée par les pouvoirs publics. »

Cette appréciation trouve son origine dans le fait que l'exigence de consommation finale maximale - le seuil des 50 kWhep/m²/an - porte sur l'énergie primaire et non sur l'énergie finale, celle que le consommateur utilise directement. Ce choix implique pour le chauffage électrique la prise en compte des différentes pertes de rendement liées à la production et au transport de l'électricité notamment. La RT 2012 prend cela en compte à travers un coefficient énergie finale/primaire de 2,58.

À l'inverse, Mme Virginie Schwarz, directrice exécutive des programmes de l'ADEME, nous a, pour sa part, assuré de la neutralité de la RT 2012 : « Je le dis de façon nette : toutes les études et concertations auxquelles nous avons participé, tous les travaux que nous avons reçus nous incitent à penser que la RT 2012 est équitable par rapport aux sources d'énergie, aussi équitable qu'une réglementation peut l'être. Un travail approfondi de quantifications et de scénarios a été mené pour vérifier que, sur chaque type de logements, une solution pouvait être trouvée avec chaque type d'énergie à un coût acceptable et qu'aucune énergie n'était systématiquement favorisée ou défavorisée. Des dérogations ont même été mises en place, lorsque des difficultés ont été constatées ».

Il n'entrait pas dans le cadre de l'objet de votre commission de se prononcer sur l'éventuel désavantage que représente la RT 2012 pour le chauffage électrique. En revanche, elle tient à rappeler la responsabilité de ce mode de chauffage dans la thermosensibilité de la pointe électrique française 125 ( * ) .

En tout état de cause, elle se réjouit que - d'après le ministère de l'écologie, du développement durable et de l'énergie 126 ( * ) - la mise en oeuvre de la RT 2012 puisse permettre de réduire la consommation d'énergie finale - dans le seul secteur résidentiel - de 0,41 Mtep en 2016 et 1,15 Mtep en 2020 127 ( * ) .

(2) L'amélioration de la performance énergétique des bâtiments existants

L'amélioration de la performance énergétique des bâtiments existants constitue un enjeu majeur : le Grenelle de l'environnement a fixé un objectif de réduction de 38 % de leur consommation d'énergie d'ici à 2020.

Pour atteindre ce résultat, le Grenelle décline plusieurs objectifs : la rénovation de 400 000 logements par an à compter de 2013, la rénovation des 800 000 logements sociaux les plus énergivores d'ici 2020 et le lancement de la rénovation énergétique de tous les bâtiments de l'État et de ses établissements publics dès 2012.

Votre commission s'est interrogée sur les moyens qui pourraient favoriser l'accomplissement de l'objectif de réduction de 38 %. Les différents dispositifs fiscaux destinés à favoriser les actions d'efficacité énergétique seront étudiés ultérieurement 128 ( * ) , mais d'autres moyens pourraient être mis en oeuvre, nécessitant que des mesures réglementaires soient prises.

(a) Sanctionner l'inaction en matière d'efficacité énergétique

Réagissant à l'objectif d'une diminution de 38 % de la consommation d'énergie des bâtiments existants d'ici 2020, Mme Maryse ARDITI, pilote du réseau énergie de l'association France Nature Environnement, s'inquiétait en ces termes auprès de votre commission : « Nous en sommes très loin ! Nous n'y arriverons pas si nous laissons au seul marché libre le soin d'essayer d'atteindre cet objectif : des mesures réglementaires doivent être prises ».

Le dispositif qu'elle a proposé à votre commission, défendu également par M. Denis BAUPIN, adjoint au maire de Paris, chargé du développement durable, de l'environnement et du plan climat, consisterait à interdire à la vente ou à la location les résidences ou locaux tertiaires ne répondant pas à une certaine exigence en matière d'efficacité énergétique. Cette exigence augmenterait progressivement : à partir d'une année donnée, tous les bâtiments de classe G seraient concernés, puis ultérieurement les bâtiments de catégorie F, et ainsi de suite.

Comme le faisait lui-même remarquer M. Baupin, un tel dispositif devrait être accompagné de mesures de financement, nombre de propriétaires se révélant incapables de financer de tels travaux. Votre commission s'est particulièrement intéressée au mécanisme du « tiers payeur », via des sociétés de services énergétiques ( cf. 3 infra).

De son côté, l'ANODE, l'Association nationale des opérateurs détaillants en énergie, à travers la voix de son président, M. Fabien Choné, a défendu auprès de votre commission l'idée de la création d'une contribution, payable avec la taxe foncière, dont le montant dépendrait du diagnostic de performance énergétique, qu'il serait alors nécessaire de généraliser, afin d'inciter les responsables de l'inefficacité énergétique - les propriétaires - à entreprendre des travaux de rénovation. Le produit de cette taxe viendrait alimenter un fonds destiné justement à soutenir les propriétaires dans cet objectif.

(b) Lever certains obstacles dans le cas des copropriétés et des locations

L'attention de votre commission a également été portée sur le fait que les dispositifs existants s'adressaient avant tout aux possesseurs de pavillons. Une ville comme Paris, quasiment exclusivement constituée de copropriétés est confrontée à des problèmes particuliers et notamment au fait que les travaux sont décidés à l'unanimité des copropriétaires. Comme l'expliquait à votre commission M. Baupin à partir de son expérience parisienne, « entre le moment où l'on commence à sensibiliser les copropriétaires et celui où une copropriété réunit la majorité nécessaire pour engager les travaux, plusieurs années peuvent s'écouler ». Des aménagements à la règle de l'unanimité pourraient donc être envisagés.

Enfin, dans le cas des logements en location, plusieurs personnes auditionnées par votre commission ont attiré son attention sur le fait que le système ne pouvait fonctionner si le propriétaire supportait l'investissement et le locataire en bénéficiait sur sa facture d'électricité. M. Franck Lacroix, président de Dalkia, a rappelé l'avancée que constituait la loi n° 2009-323 du 25 mars 2009 de mobilisation pour le logement et la lutte contre l'exclusion, qui a permis au propriétaire de mettre à la charge du locataire une participation exceptionnelle au coût des travaux. Il a néanmoins appelé à ce que soit réalisée une évaluation de ce dispositif et notamment de sa connaissance par les propriétaires et les professionnels de l'immobilier.

c) Des efforts d'efficacité énergétique à poursuivre dans l'industrie et les administrations

Avec plus de 110 TWh en 2010, le secteur industriel représente le quart de la consommation finale d'électricité en France et constitue un important gisement d'économies d'énergie, que l'association Global Chance a étudié en détail dans son cahier de janvier 2010 précité.

D'après le SOeS, en 2009, l'électricité était utilisée dans le secteur industriel à 14 % dans des usages thermiques et à près de 75 % comme force motrice, c'est-à-dire dans des moteurs.

(1) Un potentiel de gains significatif

Des gains d'efficacité électrique des systèmes motorisés pourraient donc engendrer des gains significatifs en termes de consommation d'électricité. Le programme européen « Motor Challenge » évalue à 20 TWh par an le potentiel technique d'économies. Reste que la diffusion des moteurs performants est assez faible en Europe, comme le faisait remarquer l'Agence internationale de l'énergie : de l'ordre de 10 % en Europe contre 70 % aux États-Unis et au Canada, grâce à l'introduction de standards de qualité élevée.

L'éclairage et le chauffage électrique, tout comme dans le secteur résidentiel et tertiaire ( cf. supra ), peuvent permettre grâce aux ampoules basse consommation et aux pompes à chaleur des gains de performance que Global Chance évalue à 3,5 TWh.

En ce qui concerne les procédés électriques dans l'industrie lourde (sidérurgie, métallurgie, chimie, ciment,...), ils représenteraient un potentiel d'économies de 3 TWh environ, grâce à la diffusion d'avancées technologiques.

Enfin, Global Chance estime que la récupération de chaleur dans l'industrie, en se substituant à l'usage thermique actuel de l'électricité, pourrait permettre d'économiser 15 TWh par an.

Au final, Global Chance estime que le potentiel d'économies d'électricité dans l'industrie est de 36 TWh par an.

(2) L'apparition de sociétés de services énergétiques

Si le fonctionnement classique du marché tend à considérer l'électricité comme une commodité, le passage à une logique de service pourrait avoir tout son sens. En effet, le consommateur achète des kWh mais son véritable besoin est un besoin de lumière par exemple, qui est indépendant du nombre de kWh avec lequel il l'obtient.

C'est dans cette logique que s'inscrivent les sociétés de services énergétiques, ou ESCo selon l'acronyme anglais - energy service company.

Au-delà de la compétence qu'elles peuvent amener, ces sociétés jouent un rôle en matière de financement. Comme on l'a vu précédemment, les bâtiments existants abritent un gisement important d'économies d'énergie. Et comme le rappelait à votre commission M. Baupin, de telles économies peuvent être rentabilisées sur une longue période : « il peut être fort probable que les travaux de rénovation thermique d'un bâtiment donné seront amortis sur les cinquante prochaines années par les économies d'énergie réalisées et par la valorisation du patrimoine ». Le problème qui se pose alors est celui du financement.

C'est là que peuvent jouer un rôle les sociétés de services énergétiques, en permettant d'externaliser l'endettement. C'est le mécanisme du « tiers payeur ».

La société de services énergétiques étudie les économies d'énergie potentielles, s'engage contractuellement sur un certain niveau d'économies - par exemple au moyen d'un contrat de performance énergétique -, finance la réalisation des travaux et se rémunère sur les économies réalisées. Ainsi, l'opération est neutre pour le propriétaire.

La société Dalkia, filiale de Veolia et d'EDF spécialisée dans les services énergétiques, dont votre commission a auditionné le président, M. Franck Lacroix, décrivait ainsi un contrat de ce type conclu avec le conseil général de la Manche : « [dans le] contrat de performance énergétique que nous avons signé avec le conseil général de la Manche, nous avons pris l'engagement de réduire les consommations énergétiques, toutes énergies confondues, d'une vingtaine de collèges et de trois musées et d'aboutir à 32 % d'économies d'énergie, pourcentage garanti par la mise en place d'un plan d'action et par l'exploitation des installations pendant quinze ans ».

Des initiatives publiques existent également : M. Baupin a présenté à votre commission la mise en place dans le cadre du conseil régional d'Île-de-France une société d'économie mixte de tiers investissement, dénommée « Energies Posit'if ».

Ces sociétés, en résolvant le problème du financement, peuvent s'avérer un moyen fondamental pour le développement des économies d'énergie, notamment dans le bâti existant.

Le Green Deal britannique

Le Green Deal est la mesure phare de la politique du Gouvernement britannique en faveur de l'efficacité énergétique des bâtiments et repose sur le principe du « tiers payeur ».

Le Royaume-Uni possède l'un des parcs immobiliers les plus anciens et mal isolés d'Europe. Trois-quarts de l'énergie utilisée dans les habitations servent au chauffage, produisant 13 % des émissions, tandis que les bâtiments professionnels sont responsables de 20 % des émissions. Le coût annuel des pertes énergétiques serait de 2 à 3 milliards de livres. Les objectifs climatiques ambitieux du gouvernement nécessitent, entre 2008 et 2022, une réduction de 29 % des émissions des logements et de 13 % de celles des bâtiments.

Dans ce contexte, le gouvernement de David Cameron a lancé le Green Deal , qui repose sur les principes suivants : des installateurs agréés réalisent des travaux d'efficacité énergétique dans les logements et sont rémunérés par une part de la facture énergétique des occupants, dont le montant devra être inférieur aux économies d'énergie réalisées. Le dispositif sera donc neutre pour l'occupant. Il permettra en outre de pallier l'absence d'incitation des propriétaires à isoler leurs logements mis en location. Le gouvernement estime que le montant des travaux devrait être inférieur à 10 000 £, sans cependant que celui-ci soit plafonné.

Le Gouvernement s'est donné pour objectif de rénover 14 millions de logements d'ici 2020 et 25 millions - près de la totalité du parc - d'ici 2030. 2 millions de PME et locaux commerciaux devraient aussi en bénéficier.

Le Green Deal repose sur un certain nombre de principes :

- la « règle d'or » : les économies générées par les travaux doivent être supérieures ou égales aux coûts imputés sur la facture énergétique pour le remboursement des travaux ;

- les travaux doivent être recommandés par des organismes et bureaux d'études agréés, et réalisés par des professionnels agréés ;

- l'entreprise fournisseur du Green Deal doit respecter la loi sur le crédit à la consommation, en informant et donnant des conseils appropriés aux ménages, et recevoir l'accord du locataire si les travaux sont décidés par le propriétaire ; la dette étant attachée aux logements et non aux personnes, en cas de changement de locataire ou de propriétaire, l'existence d'un Green Deal devra faire l'objet d'une information appropriée auprès des futurs redevables ;

- les fournisseurs d'énergie doivent collecter et transmettre la part du Green Deal en respectant les règles de protection des consommateurs les plus vulnérables, notamment pour le recouvrement.

Schéma détaillant le mécanisme du Green Deal

2. Assurer une juste rémunération de la capacité et de l'effacement

Produire à la marge et réduire ponctuellement sa consommation sur demande sont deux voies d'effet équivalent pour faire face à la pointe électrique. Celles-ci ont en commun, en outre, de supposer l'instauration de modes de financement spécifiques car, si les activités auxquelles elles correspondent sont mises en oeuvre sur des laps de temps a priori très brefs, elles mobilisent des moyens en hommes et en capital ou s'accompagnent d'effets qui doivent bien être rémunérés ou compensés.

a) La mise en place imminente d'un mécanisme de capacité
(1) Une obligation à la charge des fournisseurs

Comme on l'a vu précédemment 129 ( * ) , la croissance de la pointe électrique française fait peser sur le réseau un risque de défaillance, qui résulterait de l'impossibilité, à certains moments d'équilibrer l'offre et la demande. On a également vu que la mise en place de nouveaux moyens de production, destinés à ne fonctionner qu'un faible nombre d'heures par an, était difficilement un investissement rentable.

Le merit order

Le merit order ou « ordre de mérite » est un classement, en ordre croissant, des moyens de production électrique selon leur coût marginal de production. Ces moyens de production sont appelés dans cet ordre, selon l'évolution des besoins de production, de façon à ce que les moyens de production ayant les coûts marginaux les plus faibles soient appelés en premier, ce qui permet de minimiser le prix.

Le coût marginal

Le coût marginal est le coût de production d'une unité supplémentaire, ou, autrement dit, dans le cas qui nous intéresse, le coût de production du dernier mégawatt-heure produit.

Pour pallier ce risque, la loi NOME a prévu l'instauration, d'ici à 2015-2016, d'un mécanisme d'obligation de capacité à la charge des fournisseurs.

Le mécanisme d'obligation de capacité, défini aux articles L. 335-1 et suivants du code de l'énergie, impose aux fournisseurs de présenter des garanties prouvant qu'ils disposent :

- soit de capacités de production ;

- soit de capacités d'effacement (sur ce point voir infra ).

Ces capacités doivent être en quantité suffisante pour que l'équilibre offre-demande soit globalement satisfait.

Les fournisseurs peuvent acquérir ces garanties en construisant eux-mêmes des unités de production ou en obtenant de leurs clients des garanties d'effacement. Ils peuvent aussi s'adresser à des tiers, tels que des producteurs d'électricité ou des agrégateurs d'effacement. Il est ainsi prévu que se constitue, comme dans le cas des permis d'émission de gaz à effet de serre, un véritable marché de capacités, de manière à ce que les capacités soient créées de la manière optimale sur le plan économique. Les garanties de capacité seront échangeables et cessibles.

(2) Un mécanisme décentralisé

La DGEC a indiqué à votre commission que le décret relatif au mécanisme d'obligation de capacité était actuellement prêt et n'attendait plus que d'être signé. Il a fait l'objet d'une concertation avec les acteurs du secteur, suite à un rapport présenté le 1 er octobre 2011 par RTE sur les modalités de mise en place de ce mécanisme 130 ( * ) .

Le rapport de RTE propose un mécanisme « décentralisé », dans lequel chaque fournisseur a un rôle actif dans la couverture de ses obligations, à l'opposé du modèle « centralisé » dans lequel un acheteur unique (qui peut être le gestionnaire de réseau) assurerait l'équilibre en lançant des appels d'offre plusieurs années à l'avance.

Les débats postérieurs au rapport de RTE ont, en outre, privilégié l'instauration d'un mécanisme centralisé qui viendrait compléter le mécanisme décentralisé en cas de nécessité. Ce mécanisme de « bouclage » reposerait sur l'action du gestionnaire de réseau lui-même.

Les garanties de production ou d'effacement feront l'objet d'une certification et l'obligation pesant sur chaque fournisseur sera calculée en fonction de la consommation de leurs clients en période de pointe. Les fournisseurs qui ne disposeront pas des garanties suffisantes feront l'objet de sanctions.

Les interconnexions avec les pays voisins seront prises en compte par une diminution des obligations pesant sur les fournisseurs, en attendant la mise en place éventuelle d'un marché de capacité commun avec d'autres pays.

Le mécanisme place la production et l'effacement sur le même plan, mais la maturité insuffisante des mécanismes d'effacement risquerait de limiter leur participation au marché de capacité. En conséquence, RTE prévoit, pendant une période transitoire d'ici à 2015, de procéder à des appels d'offre destinés spécifiquement aux offres d'effacement.

b) L'effacement : un apport insuffisamment rémunéré
(1) Le principe : mieux gérer les « pointes » comme les « creux »

En matière électrique, l'effacement est le comportement d'un utilisateur qui, sur demande extérieure, renonce à consommer de l'électricité à un moment donné afin de faciliter l'établissement de l'équilibre entre l'offre et la demande sur le réseau. Il ne s'agit pas nécessairement d'une économie d'énergie, car le client peut consommer cette électricité à un autre moment, lorsque le réseau est moins tendu. L'effacement volontaire doit permettre d'éviter la solution extrême du délestage, par lequel le gestionnaire de réseau supprime l'alimentation d'un ou de plusieurs consommateurs sans les consulter.

Votre commission d'enquête s'est particulièrement intéressée au mécanisme de l'effacement, dans la mesure où cet outil lui a semblé très prometteur, par sa contribution à la sécurité du réseau mais également par les économies d'investissement dans de nouvelles capacités de production et par les économies d'émissions de CO 2 qu'il permet, ainsi que par la source de revenus complémentaires qu'il peut représenter pour certaines entreprises fortement consommatrices. Votre rapporteur a également apprécié de voir une application concrète du principe consistant à donner une valeur à une non-consommation, afin de prendre en compte l'externalité positive qu'elle représente.

Afin de mieux appréhender le mécanisme de l'effacement, votre commission a auditionné M. Pierre Bivas, président de Voltalis, société spécialisée dans l'effacement diffus, et s'est déplacée le 21 mai 2012 près de Chambéry au siège d'Energy Pool, société spécialisée dans l'effacement industriel, pour visiter ses locaux et rencontrer son président, M. Olivier Baud.

(a) L'effacement diffus

Au cours de son audition, M. Bivas a ainsi indiqué que son entreprise installe un boîtier électronique connecté, d'une part, au tableau électrique afin de commander l'alimentation des appareils électriques concernés au compteur afin de comptabiliser le niveau d'effacement et assurer de ce fait l'ajustement et, d'autre part, à un système d'information qui permet la centralisation des informations concernant l'ensemble du parc des boîtiers installés et qui constitue l'interface avec RTE.

Dans ce cas, c'est la masse agrégée de petits consommateurs qui ne prennent pas de décision de coupure et pour qui la coupure est même insensible, qui présente un intérêt pour le gestionnaire de réseau .

Le bénéfice pour le consommateur réside essentiellement dans l'allègement de sa facture d'électricité que lui procure sa non-consommation à des moments critiques pour l'équilibre du réseau. En outre, le boîtier est susceptible de lui fournir des informations précises sur sa consommation et ses différents postes.

(b) L'effacement industriel

L'intérêt pour le système électrique réside dans la possibilité de « couper » un certain nombre de gros consommateurs, présentant en eux-mêmes un effet de masse précieux pour la gestion de la pointe ou de l'extrême-pointe.

Au vu de l'enjeu industriel de la question de la coupure pour les consommateurs en question, la démarche de l'agrégateur consiste à examiner avec précision le processus de son client industriel . L'analyse porte, machine par machine et processus par processus, sur ce qu'il est possible d'arrêter rapidement, dans quelles conditions et à quel coût.

À partir de ces éléments, il peut moduler, à partir de son centre de pilotage la consommation de ses clients, à la demande de RTE. Les consommateurs eux-mêmes sont rémunérés au titre du service qu'ils rendent au réseau .

L'effacement peut apporter une plus-value considérable au système électrique de plusieurs façons :

- les pics de consommation : sur la base du scénario de référence RTE 2011 et en tenant compte des capacités nouvelles mises en place d'ici 2020 et des centrales à charbon déclassées, Energy Pool estime que la France risque de manquer de 11 GW en puissance de pointe. On a vu que les investissements sur des moyens de production en pointe étaient coûteux - de l'ordre de 1 milliard d'euros le GW -, sans garantie de rentabilité et fortement émetteurs de CO 2 . L'effacement peut constituer une partie de la réponse, son potentiel en France étant estimé à une vingtaine de GW par Energy Pool (dont 9 GW d'effacement diffus dans le secteur résidentiel), sans nécessiter des investissements aussi lourds que la construction d'une centrale ;

- les creux de consommation : M. Baud a souligné le problème des creux de consommation, qui, s'ils ne posent pas de problème au réseau électrique en termes de sécurité, constituent un véritable gaspillage, en l'absence de moyens suffisants de stockage de l'électricité. Energy Pool estime que cet excédent pourrait être compris entre 2 et 5 GW à l'horizon 2020 et monter occasionnellement autour de 13 GW du fait de la production intermittente éolienne. Dans ces moments de creux, l'entreprise de M. Baud pourrait rémunérer des acteurs pour qu'ils anticipent leur consommation, contribuant ainsi à une meilleure efficacité du système électrique.

On notera que l'action sur les creux de consommation dépasse le strict cadre de l'effacement, et introduit une notion de « pilotage de la demande », qui correspond bien à la logique du futur système électrique . Elle ne correspond, en revanche, à aucun « marché de la modulation électrique », qui viendrait rémunérer l'utilisation de l'énergie excédentaire.

- la sûreté du réseau : en termes de sûreté du réseau, Energy Pool estime que la moitié des besoins pourrait être fournie par l'effacement, libérant ainsi 1,6 GW de production nucléaire et hydraulique.

(2) La rémunération de l'effacement

La rémunération de l'effacement repose tout d'abord sur une rémunération classique, au même titre que la production d'une centrale, sur le marché d'ajustement, qui permet à RTE d'équilibrer le système : « à chaque fois que l'on efface un mégawatt-heure, on se fait payer comme une centrale lorsqu'elle produit un mégawatt-heure. Nous représentons une alternative » expliquait à votre commission M. Pierre Bivas lors de son audition.

Ainsi, à l'heure actuelle, une centrale à effacement diffus est rémunérée comme une centrale de production, dans le cadre du mécanisme d'ajustement de RTE . Il est à souligner que ce système ne fonctionne pas qu'au moment des pointes. Le président de Voltalis a ainsi précisé que, la nuit précédant son audition (soit du 9 au 10 avril 2012), sa société avait produit des effacements, de l'ordre de 20 mégawatts pendant une demi-heure, soit environ 10 MWh, acquis par RTE pour contribuer à l'équilibre offre-demande. Ainsi, à tout instant, et pas seulement en pointe, le fait de réduire la consommation représente une alternative à la production pour équilibrer le système.

De son côté, M. Baud précisait que le coût marginal d'un mégawatt-heure effacé est assez proche de celui d'un mégawatt-heure produit par une turbine à combustion - entre 80 et 160 euros selon le client hors compensation de l'énergie ( cf. infra ) - mais reste plus cher que celui d'un cycle combiné gaz (60-70 euros). Il s'inquiétait que l'effacement soit aujourd'hui en concurrence avec la production des groupes électrogènes, largement amortis, et qui bénéficient donc de coûts marginaux très bas. Il appelait donc de ses voeux la mise en place, le plus rapidement possible, du mécanisme de capacité, afin que les agrégateurs d'effacement disposent d'une autre source de rémunération.

Il s'inquiétait également de l'obligation faite à l'agrégateur d'effacement de compenser au fournisseur l'énergie non consommée, c'est-à-dire de payer au fournisseur le prix de cette électricité qu'il ne pourra facturer à son client du fait de l'effacement, ce qui vient renchérir le prix du mégawatt-heure effacé d'une cinquantaine d'euros.

En effet, le mécanisme de l'effacement consiste à ce qu'un déséquilibre offre/demande d'électricité soit corrigé par une diminution de la demande, ce qui a une double implication : d'une part, le client effacé ne consomme pas d'électricité et, d'autre part, le fournisseur du client effacé maintient sa production.

Or, si le fournisseur en question n'était pas le responsable du déficit de production ayant nécessité de recourir à l'effacement, il se retrouve à produire de l'électricité pour satisfaire les besoins des clients d'un concurrent, qu'il ne pourra donc pas facturer. Il est confronté à un manque à gagner, qui doit être compensé.

Reste à savoir par qui il doit être compensé. Les agrégateurs d'effacement considèrent que cela incombe au fournisseur « déficitaire » tandis que la CRE a estimé dans une décision de juillet 2009 que ce ne devait pas être le cas, dans la mesure où ce fournisseur a déjà payé auprès de RTE, outre le surcroît d'électricité, une pénalité.

Juridiquement, la CRE a considéré que le respect de l'ordre de préséance économique - imposé par l'article 15 de la loi NOME - impliquait un classement des offres d'ajustement en fonction de leur contribution économique au « surplus social », lequel rend nécessaire que soit mise à la charge de l'opérateur des effacements diffus l'obligation de rémunérer les fournisseurs dont les clients ont fait l'objet d'effacements temporaires.

Cette décision de la CRE a été annulée par le Conseil d'État dans sa décision du 3 mai 2011, suite à un recours de Voltalis. La haute juridiction a considéré que la loi ne prévoyait pas que l'appréciation économique d'une offre d'ajustement puisse porter sur ses effets indirects sur la collectivité dans son ensemble.

Il s'est donc créé une situation de vide juridique, préjudiciable à l'essor de l'effacement. Pour répondre à ce vide juridique, en décembre 2011, le Sénat a adopté, dans le cadre de l'examen du projet de loi renforçant les droits, la protection et l'information des consommateurs, un amendement inscrivant dans la loi la possibilité pour la CRE de prendre en compte le « surplus social ». Mais ce texte n'est pas allé au bout de la navette et est toujours en attente d'une deuxième lecture à l'Assemblée nationale.

À l'avenir, les opérateurs d'effacement ont vocation à participer au futur marché de capacités sur les mégawatts disponibles à la pointe mis en place par la loi NOME . Les capacités d'effacement, parfaitement substituables aux capacités de production, pourront donc être acquises sur le marché au bénéfice des opérateurs concernés.

Pour votre rapporteur, l'effacement est un mécanisme intéressant , tout particulièrement dans un pays qui, comme la France, connaît des pointes extrêmes et croissantes.

Simplement, la taille réduite des acteurs actifs sur ce marché ne permet pas d'agir de manière significative pour la sécurité du système dans son ensemble. Seul un changement d'échelle peut faire de l'effacement une alternative crédible à la construction de nouvelles capacités de production coûteuses et émettrices de gaz à effet de serre.

Votre commission tient sur ce point à affirmer la nécessité de valoriser la non-consommation et l'utilité publique de l'effacement. Il appelle par conséquent à la mise en oeuvre d'une véritable politique publique de l'effacement, alors que ce potentiel n'est aujourd'hui développé qu'à travers des initiatives privées et éparses.

3. Mettre en oeuvre aussi vite que possible les technologies qui permettent la régulation de flux désormais complexes

Consommer moins, c'est bien surtout en période de pointe ; mais consommer « mieux », c'est-à-dire d'être en mesure d'ajuster en temps réel l'offre à la demande, c'est tout aussi impératif, au moment où les flux énergétiques deviennent du fait de leur intermittence - de leur variabilité, préfèrent dire certains - plus complexes. Les nouvelles technologies peuvent contribuer à une régulation fine - « fine tuning » pourrait-on dire en anglais - tant au niveau des réseaux que du développement de possibilités de stockage.

a) Les perspectives en matière de réseau : les « smart grids » ou « réseaux intelligents »
(1) Qu'est-ce qu'un « réseau intelligent » ?

Traditionnellement, le système électrique français a été conçu de façon centralisée pour évacuer la production des grandes centrales thermiques ou hydrauliques vers les centres de consommation, au moyen d'un réseau de transport et de distribution à la structure arborescente, prévu pour fonctionner de façon unidirectionnelle de la centrale vers le consommateur . Le pilote du réseau - en l'occurrence RTE - s'assure de l'équilibre du système en jouant sur le levier de l'offre, qu'il ajuste en temps réel à la demande, le consommateur étant pour sa part réduit à un rôle relativement passif.

Le concept de smart grids - ou « réseaux intelligents » en français - désigne l'émergence d'un nouveau modèle de système électrique, résultant notamment de l'intégration des technologies de l'information et de la communication qui permettent d'échanger en temps réel un flux important d'informations. Il doit permettre de répondre aux évolutions auxquelles est confronté le système traditionnel, qui sur certains points a atteint ses limites.

(a) Mieux piloter une énergie désormais intermittente et multidirectionnelle

On a vu précédemment que le réseau était confronté à la difficulté d'intégrer la production d'origine renouvelable. Celle-ci a pour première particularité d'être fortement dispersée - 86 000 nouveaux sites de production d'énergie renouvelable ont ainsi été raccordés en 2011 par ERDF : il faut donc passer d'un réseau conçu pour acheminer l'électricité à un réseau qui doit également la collecter et fonctionner dans les deux sens.

Cette production d'origine renouvelable a également pour caractéristique d'être intermittente et donc d'avoir une production difficilement maîtrisable. Cela fait courir au système le risque d'être soit en sous-production si les conditions météorologiques sont particulièrement défavorables, soit en surproduction dans le cas inverse. L'exemple de l'Allemagne est particulièrement éclairant, avec des variations de prix très importantes en fonction de la production éolienne, allant jusqu'à des prix négatifs.

Les nouvelles technologies peuvent répondre en partie à cette question, comme a pu le constater une délégation de votre commission lors de son déplacement à l'Institut national de l'énergie solaire (INES), installé au sein du Technolac de Savoie sur la commune du Bourget-du-Lac, près de Chambéry. Elle a pu visiter le centre de pilotage de la production des installations photovoltaïques de l'Institut, réparties en divers points du territoire français, et a pu constater l'efficacité du logiciel développé par le CEA pour l'INES afin d'évaluer, à partir des données météorologiques, la production des panneaux, estimée un jour à l'avance puis quart d'heure par quart d'heure. Elle a également observé sur place le système de stockage mis en place par l'INES - à partir de piles à combustion - qui lui permet de lisser dans le temps la quantité d'électricité qu'elle injecte sur le réseau.

Ainsi, votre commission a pu voir concrètement comment le développement des nouvelles technologies permettait de faciliter l'intégration des énergies renouvelables : il ne s'agit plus d'injecter passivement son électricité sur le réseau ; il est possible en temps réel - et avec une certaine prévisibilité - d'informer le gestionnaire de réseau de la quantité d'électricité injectée.

Cette nécessité de mieux piloter la production est particulièrement vraie pour les énergies renouvelables, mais se retrouve dans les productions traditionnelles centralisées. La capacité à être flexible deviendra de plus en plus importante et valorisée. Les producteurs eux-mêmes auront besoin de cette flexibilité, afin de vendre leur production au moment le plus opportun.

(b) Renforcer la sécurité des réseaux

Les nouvelles technologies peuvent également permettre de répondre à un impératif de sécurité du réseau. Il s'agit par exemple de mettre en place des mécanismes de protection extrêmement rapides, permettant d'isoler les sections de réseau connaissant une perturbation et de piloter à distance la reconfiguration des branches du réseau concernées.

Le réseau français est déjà équipé de dispositifs de ce type, comme le rappelait à votre commission Mme Bellon, présidente du directoire d'ERDF, « le réseau de distribution [français] est déjà doté de systèmes technologiques évolués et bien plus smart [...] que la plupart des réseaux de distribution européens : agences de conduite régionales, réseaux auto-cicatrisants, les exemples ne manquent pas. Avec les nombreux démonstrateurs de réseaux intelligents qu'ERDF pilote en France, ou le projet européen Grid4EU, le distributeur français investit déjà pour les réseaux du futur. »

D'autre part, les réseaux intelligents, à travers une multitude de capteurs et d'appareils de mesures, mettront à disposition des gestionnaires de réseau - de transport ou de distribution - une multitude d'informations, et ce en temps réel, mettant ainsi fin à la relative cécité à laquelle ils sont parfois confrontés. ERDF n'a ainsi aucune visibilité au-delà du poste source : il pourra demain piloter le réseau jusqu'au compteur du consommateur.

L'essor des réseaux intelligents repose également sur l'émergence d'un « consom'acteur », qui sera examinée infra .

Au final, on peut retenir la définition des réseaux intelligents des experts de la « Taskforce for Smart Grids » de la Commission européenne : « un réseau électrique intelligent est un réseau qui est capable d'intégrer au meilleur coût les comportements et les actions de tous les utilisateurs qui y sont reliés : producteurs, consommateurs ainsi que ceux qui sont les deux à la fois. L'objectif est d'assurer au système électrique d'être durable et rentable, avec des pertes faibles et avec des niveaux élevés de sécurité, de fiabilité et de qualité de la fourniture ».

(2) Les perspectives de mise en place en France de « réseaux intelligents »

La nécessité d'intégrer les technologies des réseaux intelligents est bien présente dans la réflexion menée sur le système électrique français, comme en témoignent les nombreux rapports disponibles sur la question 131 ( * ) , et a bien été intégrée par les différents acteurs. On peut citer par exemple l'activité de la CRE sur ce sujet, qui organise régulièrement des colloques sur la question depuis 2010 et qui a mis en place un site Internet entièrement dédié aux réseaux intelligents 132 ( * ) , afin de permettre les échanges entre les différents acteurs impliqués et de fournir une information détaillée, à la fois à l'attention du grand public et des professionnels du secteur. Il permet également de faire connaître les nombreuses expérimentations menées en France et dans le monde.

Interrogé par votre rapporteur sur les questions que posait la perspective d'un développement des réseaux intelligents, la CRE a notamment identifié la question de son coût. En effet, l 'European Electricity Grid Initiative (EEIG) a estimé à 15 milliards d'euros pour la France des besoins d'investissements dans les réseaux intelligents (480 milliards au niveau européen). Se pose également le problème du mode de financement, et plus particulièrement de l'allocation des coûts entre les différents bénéficiaires, dans la mesure où les réseaux intelligents génèrent des bénéfices sur l'ensemble de la chaîne de valeur. Les controverses suscitées sur les fonctionnalités et le mode de financement du déploiement du compteur Linky (traité en détail infra ), illustrent bien cette difficulté.

Au-delà de la question du déploiement de Linky, votre rapporteur a souhaité approfondir la question de la diffusion en France des réseaux intelligents et entendre le point de vue des industriels du secteur, notre pays ayant la chance de disposer d'une filière de pointe sur ce sujet. Il a ainsi auditionné des représentants du Gimelec - groupement des industries de l'équipement électrique, du contrôle-commande et des services associés - qui rassemble 230 entreprises fournissant des solutions électriques et d'automatismes sur les marchés de l'énergie, du bâtiment, de l'industrie et des infrastructures.

Ces industriels lui ont confié que de leur point de vue, il existait encore de nombreux freins au développement de ces technologies et des modèles économiques qui y sont associés. Ils ont notamment attiré l'attention de votre rapporteur sur le manque de visibilité dont souffrait le marché des réseaux intelligents : « Les industriels de l'efficacité énergétique et du smart grids sont suspendus à l'attente d'un décret de la loi Nome pour la structuration du marché de l'effacement et à la consultation en cours du Turpe 4 sur le fléchage des investissements critiques en matière des REI 133 ( * ) en région ».

Ils ont également regretté que la France, si elle conserve une certaine avance en Europe, soit plus en retrait par rapport aux États-Unis ou à l'Asie, en termes d'investissements.

b) Les enjeux du stockage de l'électricité, contrepartie de l'intermittence des énergies renouvelables

Les situations de surproduction sont appelées à devenir de plus en plus fréquentes avec le développement des énergies renouvelables, et notamment éoliennes, dont la production n'est pas corrélée à la consommation.

(1) Les possibilités actuelles : les STEP

Principe général de fonctionnement d'une STEP

Schéma EDF

Les STEP (stations de transfert d'énergie par pompage) sont des installations hydroélectriques qui ont la particularité d'être équipées d'un système de pompage permettant de transférer l'eau d'un bassin inférieur vers un bassin supérieur. Le réservoir supérieur est alimenté soit exclusivement par ce système de pompage (STEP « pure ») et fonctionne alors en circuit fermé, soit par un mixte entre l'écoulement naturel et l'apport du système de pompage (STEP « mixte »).

En phase de stockage de l'énergie, la station utilise de l'électricité pour remonter l'eau du bassin inférieur vers le bassin supérieur, tandis qu'en phase de turbinage, elle fonctionne comme une centrale hydroélectrique classique. Le taux de rendement est estimé par EDF à 75 % pour les installations existantes : en utilisant 100 d'électricité pour remonter l'eau l'installation sera capable d'en produire 75 en phase de turbinage.

La rationalité économique de ce système tient au fait que l'électricité ne se stockant pas, le coût marginal de production - et donc le prix - varie fortement au cours d'une journée ou d'une période de temps donné, entre les périodes de pointe (vers 19 heures par exemple) et entre les périodes creuses (heures de nuit par exemple). La STEP tire sa rémunération du différentiel de prix entre ces deux phases.

Les STEP constituent le moyen le moins cher de stocker de façon massive de l'électricité. Energypool a estimé le coût du mégawatt-heure produit par une STEP entre 75 et 250 euros, à comparer à une fourchette de 300 à 500 euros le mégawatt-heure pour le stockage dans une batterie électrochimique. Elles jouent un rôle important en période de pointe et sont un élément fondamental de sécurité du réseau dans la mesure où leur production est mobilisable en quelques minutes.

(a) L'existence d'un potentiel de développement des STEP en France

La France dispose d'une puissance de STEP installées de 5 GW. La seule STEP de Grand'maison a une puissance de 1 790 MW, soit plus qu'un réacteur de type EPR (mais sur une durée beaucoup moins longue). Ces 5 GW installés produisent environ 5 TWh par an en moyenne selon EDF. Une délégation de votre commission s'est rendue à la STEP de Revin, dans les Ardennes, afin de mieux étudier ce mode de stockage de l'énergie.

Séduite par les atouts des STEP (réactivité, faible coût marginal), votre commission a souhaité savoir s'il existait en France un potentiel de développement, sachant que de nombreux projets sont à l'étude en Europe, notamment en Suisse.

La réponse à cette question ne peut être apportée de façon absolument précise. En effet, la remise en concurrence des concessions hydrauliques incite les producteurs à ne pas communiquer sur leurs projets de STEP, ceci concernant la plupart du temps des installations déjà existantes, afin de ne pas dévoiler leurs offres à leurs concurrents.

Néanmoins, M. Pierre-Franck Chevet, directeur général de l'énergie et du climat au ministère de l'écologie, du développement durable, des transports et du logement, a confirmé à votre commission qu'il espérait que dans le cadre de la remise en concurrence des concessions hydrauliques, des projets de STEP puissent venir sur la table.

Cette hypothèse s'est trouvée confirmée plus tard devant votre commission. M. Frédéric de Maneville, président de Vattenfall France, déclarait ainsi lors de son audition : « il y a du potentiel de STEP en France. Le problème, c'est que nous attendons tous depuis maintenant quatre ans le lancement d'appels d'offres pour le renouvellement des concessions hydrauliques, qui n'est toujours pas planifié. Et il ne faut pas forcément jeter la pierre à l'opérateur historique. Quel opérateur historique dont le contrat de concession se termine dans un an ou deux ans investirait dans une STEP ? ».

Au final M. de Maneville estima qu'il existait un potentiel de 2 GW de STEP en France, soit une augmentation de 40 % de la puissance installée. Certains projets sont déjà bien identifiés, tel celui de Redenat, sur la Dordogne, dont le potentiel est évalué à plus de 1 000 MW avec des retombées économiques importantes pour le territoire. Une valorisation appropriée de l'énergie hydraulique du point de vue, notamment, de son apport à l'équilibrage du réseau et à la gestion de la pointe à travers un cadre économique et juridique plus favorable, ne pourra que faciliter la mise en oeuvre de tels projets.

(b) Un modèle économique nécessitant des évolutions

EDF a indiqué à votre commission que le cadre économique actuel des STEP « ne permettait pas d'envisager leur multiplication ». L'opérateur historique a rappelé que le coût de construction d'une STEP était important : de l'ordre de 1 000 €/kW, soit pratiquement le double de celui d'une turbine à combustion. Il a surtout souligné que la fiscalité et les coûts d'accès au réseau représentaient une part prépondérante des charges d'exploitation des installations : 44 % pour la fiscalité et 22 % pour le TURPE, soit les deux tiers des charges d'exploitation totales.

M. Luc Poyer, directeur d'EON France, a abondé dans ce sens en s'interrogeant sur l'opportunité d'aménager le TURPE pour les STEP : « Si vous payez à la fois quand vous soutirez et quand vous injectez et que votre modèle économique, c'est l'entrée/sortie, cela peut très vite être peu économique ».

M. de Maneville a également abordé la question d'un développement d'un marché de services. « Les STEP, que vous voyez se multiplier en Autriche, en Suisse ou en Allemagne, mais non en France [...] disposent d'un modèle économique qui repose avant tout sur la fourniture de services système aux réseaux . »

Concrètement, chaque jour, RTE doit acheter aux producteurs des services système - réserves primaires, secondaires et tertiaires - permettant de gérer l'équilibre du réseau en temps réel. Il s'agit de l'achat d'électricité parfois à l'échelle de quelques minutes. M. de Maneville d'ajouter : « à l'heure actuelle, nous sommes quasiment le dernier pays de l'Union européenne à ne pas disposer d'un mécanisme de marché permettant à RTE d'acheter ces services aux producteurs : nous fonctionnons toujours selon une prescription définie par décret, alors que partout ailleurs les opérateurs de réseaux acquièrent ces services auprès des producteurs selon des mécanismes d'enchères, qui, soit dit en passant, constituent en général le modèle économique sous-jacent du développement des STEP. »

(2) Les perspectives offertes par le stockage de l'électricité grâce à l'hydrogène

Un autre moyen de mieux ajuster l'offre à la demande et, en particulier, de gérer l'intermittence est de chercher à mettre en oeuvre les techniques ou à développer les technologies nouvelles de nature à pallier le caractère essentiel de l'énergie électrique qui est de ne pas être stockable.

Le stockage de l'électricité grâce à l'hydrogène est une voie prometteuse mais dont le degré de maturité est encore difficile à apprécier. Elle consiste à utiliser l'énergie électrique pour alimenter un électrolyseur, qui décompose l'eau en oxygène et en hydrogène, selon l'équation suivante :

2 H 2 O  2H 2 + O 2

Le bilan carbone de cette opération, qui utilise de l'eau et rejette de l'oxygène, dépend de la source d'énergie utilisée. Si cette énergie est entièrement décarbonée - production éolienne par exemple - les émissions de carbone sont nulles.

Le rendement total des électrolyseurs est évalué par Air Liquide, dont votre rapporteur a auditionné plusieurs représentants, à 60-65 % actuellement, et devrait pouvoir atteindre 70 % en 2020.

• Les avantages du stockage de l'énergie grâce à l'hydrogène

L'hydrogène ainsi produit a pour particularité d'être facilement stocké et transporté, que ce soit sous forme liquide, mais surtout désormais sous forme gazeuse.

L'hydrogène sous forme gazeuse peut être stocké en grande quantité, à l'intérieur de cavités naturelles, permettant éventuellement d'accumuler un excédant de production d'énergie renouvelable, pendant des semaines voire des mois. À titre d'exemple, Air Liquide a indiqué à votre rapporteur qu'elle évaluait en Allemagne la capacité de stockage nécessaire pour faire face à un déficit de production renouvelable pendant plusieurs jours du fait de conditions météorologiques défavorables à 1 000 GWh. Cette production représente 70 % de la capacité de stockage par hydrogène de la seule caverne de Nüttermoor, actuellement utilisée pour le stockage du gaz naturel. À titre de comparaison, la capacité des STEP installées en Allemagne est de 40 GWh par an.

Le stockage par l'hydrogène permet donc de stocker des quantités beaucoup plus importantes qu'à travers des batteries chimiques, qui ne peuvent contenir que quelques dizaines de kWh, et de s'affranchir des limites d'implantation des STEP, très performantes mais contraintes par le relief.

L'hydrogène peut également être stocké de façon diffuse, par exemple au sein de véhicules électriques utilisant de l'hydrogène comme carburant.

• L'utilisation de l'hydrogène

La production d'électricité à partir d'hydrogène afin de la réinjecter sur le réseau n'est pas forcément la vocation première de l'hydrogène ainsi produit. Il pourrait être utilisé pour ses qualités en termes de transport et de stockage pour l'alimentation de sites isolés (relais télécoms par exemple) ou comme moyen de stockage diffus à travers des véhicules électriques utilisant l'hydrogène comme combustible.

Schéma Sénat, commission d'enquête sur le coût réel de l'électricité

On constate sur le schéma ci-dessus que l'hydrogène peut également être directement injecté dans le réseau existant de gaz naturel, à hauteur de 5 % maximum pour l'instant, ce seuil pouvant être repoussé autour de 20 % à l'horizon 2020.

Néanmoins, de par l'objet de son enquête, votre commission s'est particulièrement intéressée aux possibilités que l'hydrogène offre en termes de réinjection de courant sur le réseau, afin d'utiliser l'électricité produite en excédent, du fait par exemple d'une abondance de la production renouvelable.

Il existe trois moyens de réinjecter de l'électricité sur le réseau à partir de l'hydrogène stocké :

- le premier consiste à alimenter une pile à combustible ;

- le deuxième à synthétiser du méthane - du gaz naturel - selon l'équation CO 2 + 4H 2 CH 4 + 2 H 2 O. Il s'agit de la méthanation. Ce gaz peut ensuite être injecté directement dans le réseau de gaz existant ou alors, ce qui nous intéresse, alimenter une centrale à gaz « classique », produisant de l'électricité ;

- le troisième, enfin, consiste à utiliser l'hydrogène directement dans une centrale à gaz spécialement conçue à cet effet, afin de fabriquer de l'électricité.

On constate sur le schéma ci-dessus que le rendement global reste assez bas : entre 30 et 35 %. Il convient néanmoins de rappeler que la logique de ce système est d'utiliser l'électricité excédentaire renouvelable, produite donc à un coût marginal nul, voire négatif, à partir d'une ressource inépuisable. L'intérêt de cette solution technique doit donc être apprécié sur l'ensemble de la chaîne.

D'après une étude 134 ( * ) citée par Air Liquide devant votre rapporteur, le coût du mégawatt-heure réinjecté sur le réseau à partir d'un stockage de l'énergie sous forme d'hydrogène pourrait descendre à 90 € dans les 10 ou 20 ans à venir. Il s'agit là du seul coût de stockage et de restitution de l'énergie, qui ne comprend pas le coût de l'électricité consommée pour produire de l'hydrogène.

Concrètement, plusieurs projets sont en cours pour valider ces technologies, notamment en Allemagne et au Danemark. Siemens a ainsi développé un catalyseur d'une puissance de 100 MW destiné à utiliser l'électricité d'une ferme éolienne. D'ici à 2020, ces projets sont avant tout des projets de démonstration, mais on peut attendre les premières références commerciales dans les années 2020-2030 et la maturité industrielle de cette filière autour de 2050, d'après Air liquide.

En France, on peut citer le projet MYRTE (Mission hYdrogène-Renouvelable pour l'inTégration au réseau Electrique) qui vise à coupler la centrale solaire photovoltaïque de Vignola (Corse) dont la production d'électricité atteint 550 kW, à une chaîne à hydrogène. Ce projet a été lancé en 2007 via le Pôle de Compétitivité CAPENERGIES qui en assure le pilotage.

Lors de son audition devant votre commission, M. Bernard Bigot, administrateur général du CEA, a affirmé son optimisme quant aux perspectives du stockage de l'énergie : « Aujourd'hui, on estime que le coût d'usage du stockage du kilowatt-heure est de l'ordre de 50 centimes d'euro et notre ambition est de réduire ce coût, avant 2020, à 5 centimes, voire à 3 centimes ».

* 113 Périmètre : les dix EPCO et les deux producteurs indépendants J-POWER et JAPC.

* 114 Les mois d'été, particulièrement chauds au Japon, sont également les mois où la consommation d'électricité atteint son pic annuel en raison de l'utilisation accrue de la climatisation.

* 115 La marge de réserve en France par rapport au pic de consommation est d'environ 30 GW et représente 25 % du pic. La France peut également compter sur des importations d'électricité depuis les pays voisins, mais pas le Japon.

* 116 De l'ordre de +2,2 GW entre avril et septembre 2011, principalement par TEPCO en juillet et en août (ANRE).

* 117 Cf. supra , 1 re partie « L'Europe de l'électricité : multiplicité des modèles, diversité des prix », p. 39 et suivantes.

* 118 MM. Franck-Pierre Chevet, directeur général, et M. Pierre-Marie Abadie, directeur.

* 119 Les économies d'énergie certifiées dans le cadre de ce mécanisme sont comptabilisées en kilowatt-heures « cumulés et actualisés » (cumac), c'est à dire que l'on prend en compte, pour chaque action (ex. remplacement de chaudière...), l'ensemble des économies d'énergie obtenues pendant la durée d'utilisation de l'équipement concerné, en appliquant un taux d'actualisation afin de privilégier les économies survenant le plus tôt.

* 120 Cf. p. 89 et suivantes : « La poussée des usages spécifiques ».

* 121 Voir le cahier de Global Chance de janvier 2010 précité.

* 122 Etude « Économie d'énergie des appareils électroménagers : pourquoi payer plus pour consommer moins ? », UFC-Que choisir, 2010.

* 123 Arrêté du 28 juin 2011 relatif aux tarifs réglementés de vente de l'électricité.

* 124 kWhep : kilowatt-heure d'énergie primaire.

* 125 Cf. sur cette question, supra « Le problème très français de la pointe électrique », p. 79 et suivantes.

* 126 « Plan d'action de la France en matière d'efficacité énergétique », juin 2011.

* 127 Soit 4,8 TWh et 13,4 TWh.

* 128 Cf. infra, p. 239 et suivantes.

* 129 Sur ce point, voir p. 79 et suivantes, « Le problème très français de la pointe électrique ».

* 130 RTE, Rapport au ministre chargé de l'industrie, de l'énergie et de l'économie numérique sur la mise en place du mécanisme d'obligation de capacité prévu par la loi NOME , 1 er octobre 2011.

* 131 On peut par exemple citer le rapport « Pour des réseaux électriques intelligents » de l'Institut Montaigne, de février 2012.

* 132 www.smartgrids-cre.fr.

* 133 Réseaux électriques intelligents.

* 134 VDE, «Energy storage in power supply systems with a high share of renewable energy sources»

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