Dans ce contexte, les options restent ouvertes et l’histoire montre que le mix peut être transformé sur une dizaine d’années. La France a déjà conduit des mutations énergétiques par le passé avec l’hydroélectrique et l’électronucléaire. Plus récemment, l’Allemagne a annoncé son ambition de transition vers les énergies renouvelables (ENR).

Les technologies, les politiques et l’environnement économique évoluent. A l’heure où les engagements présidentiels visent une diminution du nucléaire de 75% à 50% grâce au développement des ENR, quel sera le mix le plus adapté à la situation française ? Quelles sont les ENR ayant le plus de potentiel dans l’Hexagone ?

Comment définir le potentiel des énergies renouvelables ?

Si le débat fait l’objet de nombreuses controverses, essayons de clarifier le problème en le reprenant à la source. De quel(s) potentiel(s) s’agit-il ?

• Les énergies privilégiées doivent répondre aux attentes de la France pour accompagner son développement économique. Cela nécessite de pouvoir assurer une production d’énergie croissante, de manière durable, économique et sûre.
• Pour tenir compte des objectifs de réduction de gaz à effet de serre d’un facteur 5 à horizon 2050, les ENR privilégiées doivent également contribuer à la décarbonisation de la production énergétique.
• La technologie doit pouvoir se développer dans la société existante. Cela requiert à la fois une  faisabilité technique à horizon court / moyen terme et une acceptabilité sociale de la technologie, face à des attentes fortes de la population concernant la sécurité des riverains, l’impact sur l’économie locale et l’intégration dans le paysage.

À horizon 2020, quelles énergies tireront leurs épingles du jeu ?

Le mix énergétique ne saurait être la combinaison de deux ou trois grandes ENR. Pour des raisons de complémentarité, le mix restera la synthèse d’une diversité de sources thermiques et électriques, chacune contribuant dans une proportion variable. Néanmoins, les énergies peuvent être analysées selon leur croissance et leur poids attendu dans le futur mix énergétique :

• Géothermie Profonde et Solaire Thermique : une forte dynamique prévue

Avec une consommation finale passant de 48 Ktep en 2011 à 409 Ktep prévue pour 2020, la géothermie à usage électrique (température supérieure à 150°) est l’une des ENR les plus dynamiques. Encore marginale aujourd’hui, le gouvernement souhaite soutenir la filière avec l’appel à manifestation d’intérêt (AMI) Géothermie du Programme des Investissements d’avenir.

Dans le registre thermique, le solaire vise une croissance de 96 Ktep à 927 Ktep. Très prometteuse grâce à une acceptabilité sociale élevée et à un impact environnemental minime, cette technologie souffre néanmoins d’une faible rentabilité économique, la contraignant à rester pour l’instant une énergie de « niche ».

• Éolien et Biomasse, les plus structurantes dans le Mix Énergétique :

Avec 15 900Ktep en consommation finale prévue à l’horizon 2020, la biomasse à usage thermique sera le « poids lourd » du mix énergétique des ENR. Complétement maitrisée sur le plan technologique et perçue comme positive, seul le coût futur d’approvisionnement du bois, ressource principale de la biomasse, reste une inconnue. Néanmoins, avec une forêt française au 3^ème rang Européen en termes de volume, le potentiel de développement reste considérable. Sur le plan social et économique, la filière reste un vecteur d’emplois locaux et non délocalisables. Les difficultés à lever restent avant tout logistiques, pour acheminer le bois jusqu’aux lieux de production sans surcout prohibitif.

L’Éolien sera la 3^ème source d’électricité renouvelable en 2020 d’après les objectifs nationaux cibles, avec 15% du mix. Après une croissance extrêmement dynamique depuis 2004 (passage de 500 à plus 12 000MW raccordés), la consommation finale devrait encore être multipliée par 3 d’ici 2020 ! Sûre, rentable et maitrisée, cette énergie présente néanmoins des points de vigilance :

• L’intermittence de sa production requiert le développement de capacités de stockage ad-hoc.
• Si la législation encadrant la construction des éoliennes a été extrêmement durcie depuis 2005 pour limiter les nuisances aux riverains, les turbines conservent une image négative. En conséquence, les délais pour la construction de nouveaux parcs s’allongent, freinant la dynamique et rendant incertain l’atteinte des objectifs 2020.
• Plus de 10 000 emplois en France dépendent directement de la filière éolienne, essentiellement liés au développement, à l’installation, à l’exploitation et à la maintenance des parcs. Cependant, 50% du parc éolien français (en puissance raccordée) est issu de constructeurs allemands (Enercon, Repower, Nordex), et les français ne représentent que 5% du parc avec Alstom et Vergnet.

Une politique énergétique française devant transcender le court terme

Si les objectifs de la France se concentrent sur 2020, il ne faut pas perdre de vue les innovations de rupture actuellement en développement dans l’écosystème des ENR. Parmi celles-ci, nous semble particulièrement importantes :

• Les avancées en termes de stockage des énergies intermittentes, nécessaires à la libération du plein potentiel de ces dernières et catalyseurs de leurs développements,
• Le changement de paradigme associé à la production d’énergie décentralisée ou latérale,
• L’impact de la généralisation des bâtiments à énergie positive,
• Le développement des énergies marines (Hydrolien, Houlomoteur, Éolien flottant), la France possédant l’un des potentiels les plus importants en termes de ressources disponibles.

Sources : ADEME.fr, http://www.statistiques.developpement-durable.gouv.fr/

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Le gel des prix fin 2011 : une décision politique

 Selon la Commission de Régulation de l’Energie (CRE), en appliquant la formule tarifaire, les prix du gaz auraient dû augmenter de 5 à 10% à partir de juillet 2011. Une hausse jugée « inacceptable » par Eric Besson, ex ministre de l’énergie. Afin de protéger le pouvoir d’achat des particuliers consommateurs de gaz, il annonce ainsi un gel des prix à compter du 1^er octobre, et ce pour une durée indéterminée. Cette mesure politique permet, à court terme, d’épargner le portemonnaie des millions de français chauffés au gaz. Mais quelles en sont les conséquences économiques à plus long terme ?

Le prix du gaz, qu’es aquò ?

Le Contrat de Service Public signé en 2009 entre l’État et le groupe GDF SUEZ fixe le cadre réglementaire des mouvements tarifaires du gaz. Ces tarifs doivent couvrir à la fois ses coûts d’approvisionnement (frais liés à l’importation de gaz) et ses charges hors coûts d’approvisionnement (stockage, transport, distribution, commercialisation). La formule d’évolution des coûts définie en conséquence par les ministres chargés de l’économie et de l’énergie est indexée notamment sur le prix du gaz de marché et sur le prix du pétrole. Historiquement, le gaz et le pétrole présentaient des modèles économiques et industriels proches du point de vue des procédés d’exploration et de production, ainsi que des stocks disponibles (estimés à quelques dizaines d’années à peine au début des années 2000). Par ailleurs, les coûts du pétrole sont historiquement très fluctuants en fonction de la conjoncture. C’est dans ce contexte que Gaz de France avait choisi de baser ses approvisionnements en gaz naturel principalement sur des contrats long terme, indexés sur le prix du pétrole.

Le gel décidé fin 2011 va donc à l’encontre du Contrat de Service Public et du Code de l’énergie. En effet, le prix inchangé ne permet pas à GDF SUEZ de couvrir ses coûts d’approvisionnement. Le manque à gagner a été estimé par le Groupe à 290 Millions d’euros sur le seul 4^ème trimestre 2011.

 Cet affaiblissement de notre champion énergétique a des répercussions négatives sur la compétitivité de la France au niveau international. Les adversaires du tarif réglementé et la CRE en particulier dénoncent quant à eux l’impact de ce gel sur la concurrence : les fournisseurs alternatifs ne sont pas en mesure de proposer des offres à un prix aussi bas.

Au 1er janvier 2012, le gel est suspendu et une nouvelle formule tarifaire appliquée : le prix du gaz augmente de 4,4%.

Un retour de bâton prévisible

 En réponse au gel, GDF SUEZ et l’ANODE ont saisi le Conseil d’État en octobre 2011 pour demander la suspension de l’arrêté et un dédommagement pour les pertes encourues. Le 10 juillet dernier, ils ont obtenu gain de cause : le Conseil d’État a annoncé l’annulation de l’arrêté et la hausse rétroactive des factures pour la période du 1^er octobre 2011 au 1^er janvier 2012. Cela représente un paiement supplémentaire de 38 euros en moyenne par foyer qui devrait être lissé sur deux ans.

Vers une refondation de la formule

De cette bataille juridique entre l’opérateur historique et son principal actionnaire, l’État, qui met en ballottage à la fois le pouvoir d’achat de millions de français et la performance économique de nos acteurs énergétiques, ressort une conclusion sur laquelle toutes les parties s’accordent : le système de fixation des tarifs du gaz n’est plus adapté, voire « dépassé » selon le premier ministre Jean-Marc Ayrault. En effet, ce système basé sur les coûts d’approvisionnement et donc sur la politique d’approvisionnement aboutit à un paradoxe : les coûts d’approvisionnement augmentent alors que les prix de marché baissent.

Cette chute des prix de marché (-26% depuis janvier 2012) s’explique par le changement structurel profond qu’entraîne l’exploitation du gaz de schiste aux États- Unis. L’abondance du gaz non conventionnel (dont les stocks sont estimés à 250 ans) fait baisser drastiquement les prix du marché spot, alors que les contrats long terme restent indexés sur le prix (élevé) du pétrole.

Par conséquent, malgré les 30% indexés sur le prix du gaz naturel, les consommateurs constatent un décalage flagrant entre le prix de la matière première qui baisse et les factures… qui gonflent.

Ce décalage avec le contexte économique actuel pousse à réfléchir à un nouveau système, plus en phase avec le marché.
Deux issues sont possibles : soit un maintien de la fixation des prix en fonction des coûts d’approvisionnement qui s’accompagnerait d’un changement de politique d’approvisionnement, c’est-à-dire augmenter la part du spot, quitte à prendre des risques pour l’avenir. Soit le système est refondé du tout au tout sur des règles qui ne seront plus liées aux coûts d’approvisionnement, mais au prix du marché.

Au-delà de la formule et du contexte économique, un levier de politique sociale

 Sur quoi se construira le prix du gaz dans les prochaines années ? Ce qui est sûr, c’est qu’il faudra opérer une déconnexion entre le gaz et le pétrole qui ne sont plus sur un pied d’égalité en termes de prix et de stock restant. Ensuite, il sera nécessaire d’anticiper l’augmentation structurelle des coûts d’approvisionnement et d’intégrer le nouveau défi de l’efficacité énergétique. À cela se rajoutent des considérations politico-sociales.

Une proposition de loi, inclue dans le programme de campagne de François Hollande, sera faite à l’automne : un prix forfaitaire du gaz en fonction de la consommation. Le prix du kilowattheure augmenterait par pallier. Cette  mesure permet, il est vrai, d’encourager les économies d’énergie, mais elle est avant tout politique et a un objectif de différenciation sociale. Elle entraînera un traitement différencié des consommateurs sur un indicateur annexe de richesse : la taille du logement en m² par personne.

Pour atteindre cet objectif, ce tarif progressif devra prendre en compte d’autres facteurs qui influent sur la facture indépendamment du comportement du consommateur :

• Le nombre de personnes par foyer (pour ne pas pénaliser les familles nombreuses qui nécessairement consomment plus) ;
• La région concernée (Nord ou Sud, les écarts de consommation sont importants suivant la température) ;
• La qualité thermique du logement.

Il faudra à nouveau trouver la bonne formule, la plus équilibrée possible qui prenne en compte à la fois les facteurs sociaux, environnementaux, sans perdre de vue  les enjeux de rentabilité et de compétitivité du géant GDF SUEZ et de ses concurrents.

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