La transition énergétique : quelle marge de manoeuvre au niveau local ?

Les réseaux énergétiques sont au cœur de toute politique énergétique car ils relient le local au national et à l’international. Ces réseaux ont une histoire et leur design ne procède pas toujours d’une construction parfaitement rationnelle et bien programmée.Il faut en comprendre la genèse, faite de spécificités locales. En France les réseaux électriques et gaziers ont d’abord été construits

Il faut en comprendre la genèse, faite de spécificités locales. En France les réseaux électriques et gaziers ont d’abord été construits à la maille locale et régionale ; c’est progressivement que l’État a pris le relais et la politique énergétique a longtemps été considérée comme relevant du seul niveau national.

La transition énergétique qui se met en place aujourd’hui en France cherche à redonner plus d’importance aux réseaux locaux. Les collectivités territoriales disposent déjà d’un pouvoir de décision en matière énergétique, mais elles ne le savent pas nécessairement et ne l’utilisent pas toujours, que ce soit au niveau de la maîtrise de la demande d’énergie ou à celui de la valorisation de ressources énergétiques locales. Mais il ne faut pas pour autant perdre de vue la cohérence nationale des choix et il convient donc de trouver le juste équilibre entre préférences locales et solidarité nationale.

Le développement des réseaux énergétiques locaux a précédé l’interconnexion nationale et transnationale

Le maillage régional des réseaux électriques a, en France comme dans de nombreux pays européens, précédé les liaisons à grande distance. Dans le domaine électrique on est passé du niveau local au niveau national, à la différence de ce qui s’est produit dans le secteur ferroviaire où d’emblée une vision centralisatrice a été adoptée : celle d’un réseau ferré en étoile reliant Paris à la province. La densification du maillage ferroviaire s’est ensuite développée grâce à la construction de nombreuses lignes secondaires.

De fortes disparités existaient entre les régions du nord de la France, où la production d’électricité thermique fondée sur le charbon dominait, et celles du sud où la production hydroélectrique était majoritaire, que ce soit dans le Massif Central, les Pyrénées ou dans les Alpes. Les besoins importants de la région parisienne ont ensuite favorisé les interconnexions, ce qui permettait d’envoyer vers la capitale l’énergie hydraulique dont elle avait besoin. L’interconnexion a permis à la France hydraulique du sud à faible densité de consommation et à production excédentaire de houille blanche de satisfaire la France thermique du nord à forte consommation industrielle et à production électrique déficitaire.

Le secteur privé et les collectivités territoriales (les communes pour l’essentiel) ont joué un rôle central dans cette phase de développement des réseaux locaux et régionaux d’électricité. Ce sont de petits entrepreneurs privés qui, au début, ont proposé d’alimenter en électricité les consommateurs ; les villes ont très vite compris l’intérêt d’un éclairage public à l’électricité plutôt qu’au gaz de ville et elles ont facilité le développement des réseaux. Elles ont eu recours pour cela au système de la délégation et/ou à celui de la concession de service public. L’autorité concédante, la commune, passe un contrat avec un concessionnaire en général privé qui s’engage à développer le réseau et à alimenter les usagers, dans le respect des clauses d’un cahier des charges prévoyant les conditions traditionnelles du droit administratif : continuité du service, égalité de traitement des usagers, adaptabilité du service au progrès technique. Le concessionnaire se rémunère via des tarifs publics fixés avec l’accord de la puissance publique et celle-ci demeure le propriétaire du réseau, situation qui prévaut encore aujourd’hui. Cela explique qu’avant la nationalisation de 1946 les prix de l’électricité pouvaient être très différents d’une région à l’autre, d’une ville à l’autre, car les conditions locales de coût de production de l’électricité n’étaient pas les mêmes partout. Certains industriels électro-intensifs étaient donc incités à se délocaliser dans des régions où le prix de l’électricité était bas, dans les vallées alpines en particulier. Le coût d’accès à l’énergie explique largement la localisation géographique de certaines industries en France : les électro-intensifs dans les zones où le prix de l’électricité est bas, les industries sidérurgiques dans les régions productrices de charbon (à coke).

Dans le cas du gaz la situation était différente et les réseaux ne dépassaient pas les limites de l’agglomération lorsque celle-ci avait décidé de construire une usine à gaz en utilisant, là encore, le mécanisme de la délégation ou de la concession de service public ; il s’agissait alors de gaz manufacturé (dit gaz de ville) c’est-à-dire de gaz produit avec du charbon et destiné pour l’essentiel à des usages de chaleur dans l’industrie ou de cuisson chez les particuliers.

La nationalisation du gaz et de l’électricité en 1946, en créant deux EPIC (EDF et GDF) a favorisé les interconnexions électriques à l’échelle nationale puis européenne et favorisé la construction d’un programme hydraulique ambitieux, dans les Alpes et dans la vallée du Rhône en particulier. Elle a accéléré l’électrification rurale, laquelle fut achevée en 1960 en France. Elle a également introduit une notion nouvelle : la péréquation temporelle et spatiale des tarifs du gaz et de l’électricité. Les prix de l’électricité et ceux du gaz doivent être les mêmes pour tous, quelle que soit la région géographique et quelle que soit la période ou l’heure à laquelle se produit la consommation (y compris dans les DOM-TOM). Il faudra attendre 1956 avec le “tarif vert” et 1965 avec le “compteur bleu” pour que soit introduite une dépéréquation temporelle des tarifs de l’électricité (ce sera ensuite le cas du gaz) ce qui revient à différencier les prix selon les périodes (été, hiver) et les heures (de pointe, pleines et creuses). Le principe de la péréquation spatiale demeurera et sera d’ailleurs réaffirmé dans la loi votée en 2000.

La découverte de gaz naturel à Lacq à partir de 1949 et le remplacement progressif du gaz manufacturé par du gaz naturel national puis importé (des Pays-Bas, d’Algérie, de Russie, de Norvège pour l’essentiel) vont conduire au développement d’un vaste réseau de transport et de distribution de gaz naturel ce qui permettra d’alimenter une grande partie du territoire mais tous les consommateurs français ne sont pas raccordés à ces réseaux, la densité insuffisante de population ne justifiant pas de développer ces réseaux de gaz partout sur le territoire français. Une proportion d’environ 71 % de la population française est aujourd’hui raccordée au réseau de gaz naturel soit 11 millions de foyers (toutes les villes de plus de 10 000 habitants en pratique) contre plus de 30 millions de foyers pour l’électricité, tous les Français étant raccordés au réseau électrique. Le remplacement du gaz de ville par du gaz naturel sera achevé dans le courant des années 1960 ; l’existence d’un réseau local de distribution de gaz manufacturé a d’ailleurs largement facilité le passage au gaz naturel : il suffisait de changer les brûleurs chez le consommateur final. La nouveauté, ce fut la nécessité de construire des réseaux de transport nationaux puis internationaux : le réseau SNGSO (devenu depuis TIGF) qui alimenta la région de Bordeaux et de Toulouse à partir du gaz de Lacq, le réseau CeFeM qui permit d’envoyer le gaz de Lacq vers Paris puis les réseaux qui ont permis d’importer le gaz naturel venant de Hollande, de Russie ou de Norvège (réseau géré par Gaz de France devenu GRTgaz depuis la libéralisation du secteur). Le gaz algérien, égyptien ou qatari était et reste importé sous forme de GNL, ce qui requiert la construction de terminaux méthaniers à Fos, Montoir de Bretagne ou Dunkerque.

Les lois de nationalisation de 1946 ont quelque peu dépossédé les collectivités locales de leur pouvoir de fait (mais pas toujours de jure) et donné à l’État et à son bras séculier, EDF et GDF, le pouvoir de conduire la politique énergétique de la France. La centralisation des décisions est devenue la norme d’une politique préoccupée à la fois de l’indépendance énergétique de la France face aux chocs pétroliers et du souci de garantir des prix de l’énergie qui ne pénalisent pas les entreprises françaises dans la compétition mondiale après l’ouverture à la concurrence de l’industrie française.

Les collectivités territoriales ont des compétences dans le domaine de l’énergie, mais elles ne les utilisent pas toujours

La France a déjà connu plusieurs transitions énergétiques depuis la Seconde Guerre mondiale. Ce fut la transition vers l’hydraulique au début des années 1950, puis la régression du charbon au profit du pétrole bon marché, mais importé au début des années 1960. Ce fut ensuite l’accélération du programme électronucléaire au moment des chocs pétroliers dans les années 1970. Ce fut plus récemment l’ouverture à la concurrence des industries électriques et gazières, suite aux directives européennes de 1996 et 1998. À chaque fois l’État a su prendre les bonnes décisions, en s’appuyant pour cela sur des monopoles publics concessionnaires de service public. Les mutations se firent parfois dans la douleur : on se souvient des plans sociaux liés à la fermeture des mines de charbon et des grèves à Decazeville. Une nouvelle période s’ouvre aujourd’hui avec la nécessité de lutter contre le réchauffement climatique et d’économiser l’énergie. Les mêmes interrogations se manifestent partout dans le monde : quelle doit être la place des énergies fossiles (charbon, pétrole, gaz) dont on sait qu’elles sont épuisables et émettent du CO2, même si c’est à des degrés divers selon les sources ? Quelle doit être la place du nucléaire qui, après Fukushima, pose des problèmes d’acceptabilité sociale ? Quel doit être le rôle des énergies renouvelables (éolien, solaire notamment), qui bénéficient souvent de la sympathie du public, mais qui ont l’inconvénient d’être (encore) coûteuses et intermittentes ?

Un constat s’impose : si la dépendance énergétique de la France s’est considérablement réduite depuis 1973 grâce à la construction du parc nucléaire, son mix énergétique dépend encore fortement des énergies fossiles qui couvrent 70 % de la consommation d’énergie finale et 53 % de la consommation d’énergie primaire. Rappelons que le nucléaire fournissait en 2013 75 % de l’électricité française et correspondait à un peu plus de 40 % de l’énergie primaire consommée. L’énergie finale représentait 63 % de l’énergie primaire (la différence entre énergie primaire et énergie finale correspondant pour 32 % aux pertes de transformation et à l’autoconsommation du secteur énergétique et pour 5 % à des usages non énergétiques). L’électricité représente environ 24 % de l’énergie finale consommée, le gaz naturel environ 21 %. Ce sont les produits pétroliers qui, avec 45 % de l’énergie finale consommée, représentent le principal poste énergétique pour le consommateur. Le solde est constitué par la biomasse et le charbon. La facture énergétique correspondante (importations de pétrole, de gaz et de charbon) s’élevait en 2013 à 66 Mds€, ce qui correspond à peu près au déficit commercial de la France. Dans ce contexte, le parc de production d’électricité confère à la France le triple avantage d’une électricité décarbonée (nucléaire et hydraulique), relativement compétitive et dont l’exportation réduit un peu le déficit commercial.

La forte baisse du prix du pétrole observée sur le marché international au second semestre 2014 (baisse de 40 % du prix en dollars) devrait alléger la facture extérieure de la France, mais il est difficile de savoir jusqu’à quand l’offre mondiale de pétrole demeurera excédentaire et quel sera demain le cours du dollar. La “guerre des prix” entretenue par l’Arabie Saoudite ne fait pas que des heureux parmi les producteurs de brut (à commencer par les États-Unis) et les importateurs de pétrole n’y trouvent pas que des avantages : la baisse des prix est de nature à compromettre à terme les efforts dans l’efficacité énergétique et la compétitivité des énergies de substitution, à commencer par les énergies renouvelables.

Les lois de nationalisation n’ont pas supprimé certaines prérogatives des collectivités locales. La loi du 5 avril 1884 donnait aux communes la responsabilité de l’organisation du service public de l’électricité. La loi du 15 juin 1906 donnait à la commune ou au syndicat de communes le rôle d’autorité concédante et conférait à la commune la propriété des réseaux de distribution en moyenne et basse tension pour l’électricité (et par extension des réseaux de distribution de gaz). Les lois de 1946 n’ont pas supprimé ces dispositions qui sont toujours en vigueur. Les collectivités demeurent l’autorité concédante pour la distribution du gaz et de l’électricité, même si la loi de 1946 leur imposait EDF et GDF comme concessionnaires obligés. Les réseaux de distribution sont toujours leur propriété et elles disposent d’un pouvoir de sanction si le concessionnaire ne respecte pas ses obligations. Les contrats de concession sont générateurs de rentrées fiscales qui sont loin d’être négligeables. Les collectivités peuvent continuer à produire de l’énergie via les réseaux de chaleur ; les régies municipales, les sociétés d’économie mixte, les coopératives n’ont d’ailleurs pas été nationalisées puisqu’elles étaient publiques et elles constituent ce que l’on nomme aujourd’hui les ELD (Entreprises Locales de Distribution, 120 ELD pour l’électricité et 20 pour le gaz). Les villes sont de grosses “consommatrices” d’électricité et de gaz et elles disposent donc en principe d’un pouvoir de négociation avec leurs fournisseurs, même si elles ne l’exercent pas toujours de façon optimale, pour les villes de faible dimension du moins. Le regroupement des villes au sein d’agglomérations a renforcé ce pouvoir. La libéralisation du secteur électrique et gazier permet aujourd’hui à ces collectivités d’être mieux informées des conditions du marché et de choisir leur fournisseur par appel d’offres. Les villes consomment de l’énergie, de l’électricité ou du gaz, que ce soit dans le secteur de l’habitat ou dans celui des transports urbains. Les politiques d’aménagement urbain sont donc de nature à influencer fortement les besoins en énergie au niveau local.

L’ouverture à la concurrence des industries de réseaux (électricité, gaz, télécommunications, transports publics), impulsée par la Commission européenne suite à l’adoption de diverses directives dans les années 1990, a largement modifié l’organisation de ces filières dans les pays de l’Union européenne, à l’instar de ce que l’on a aussi observé dans certains États des États-Unis ou dans quelques pays en développement. On voit coexister deux secteurs : un secteur dérégulé, dans lequel la concurrence est possible, et un secteur régulé qui concerne les “monopoles naturels” c’est-à-dire des activités qui, pour des raisons économiques, justifient qu’il n’y ait qu’un seul opérateur sur un territoire donné. Ainsi les activités de production et de commercialisation de l’électricité et du gaz sont des activités ouvertes à la concurrence et le rôle de l’État se limite à vérifier, via une Autorité de la concurrence, qu’il n’y ait pas de pratiques anti-concurrentielles (abus de position dominante). En revanche les activités de transport et de distribution par canalisations, lignes à haute et basse tension, sont considérées comme des monopoles naturels qui doivent être régulés par une Commission de régulation chargée de fixer les péages d’accès aux réseaux et d’autoriser les investissements qui devront être entrepris (la CRE, Commission de régulation de l’énergie, a le statut en France d’une autorité administrative indépendante). La désintégration des activités se traduit donc, au niveau du consommateur final, par l’addition de plusieurs strates de prix : le prix de l’électricité à la sortie de la centrale, fixé librement sur le marché spot ou négocié de gré à gré entre le consommateur et son fournisseur, le prix d’utilisation des réseaux de transport et de distribution (péages régulés), et le prix de commercialisation qui lui aussi est fixé par le marché. À cela s’ajoutent les taxes. Cette ouverture à la concurrence s’est souvent accompagnée en Europe d’un processus concomitant de privatisation de ces activités, y compris pour les activités de réseaux, mais même lorsqu’ils sont privatisés les réseaux demeurent régulés.

Les péages doivent permettre aux gestionnaires de réseaux de récupérer les investissements supportés et la tarification est, selon les cas, de type “cost-plus” (les péages suivent les coûts) ou de type “price-cap” (les coûts doivent suivre les péages fixés a priori) ; cette tarification se fait à la distance c’est-à-dire en fonction de la distance qui sépare l’injection et le soutirage sur le réseau, ou sur la base d’un « timbre-poste » (système forfaitaire utilisé pour l’électricité) ou encore selon la méthode « entrée-sortie » (péages à l’injection et/ou au soutirage, système privilégié dans le cas du gaz naturel). Le rôle du régulateur est aussi de vérifier qu’il n’y a pas de stratégie de forclusion de la part du gestionnaire de réseau (pas de barrières à l’entrée qui pénaliseraient certains fournisseurs) et que les investissements nécessaires seront bien réalisés. Il doit également vérifier que les interconnexions transnationales seront développées, ceci afin de permettre la constitution d’un véritable “marché unique” de l’énergie au sein de l’Union européenne. Les réseaux de transport et de distribution demeurent largement publics en France, ce qui est loin d’être le cas partout, la France ayant refusé la “séparation patrimoniale” des réseaux prévue par la 3e Directive européenne.

Ainsi, aujourd’hui en Europe, chaque consommateur d’électricité et de gaz (particulier, industriel ou collectivité locale) peut opter pour le fournisseur de son choix (l’opérateur historique, EDF pour l’électricité et GDFSuez pour le gaz, ou opter pour un “entrant” comme Enel, Direct Energie, Eni, Vatenfall, Eon etc…) mais cette électricité et ce gaz lui seront physiquement livrés par les gestionnaires de réseaux (RTE et ERDF pour l’électricité, GRTgaz et GrDF pour le gaz). Il paiera la facture à son fournisseur, laquelle comprendra les péages que ce fournisseur aura versés aux gestionnaires de réseaux. Le rôle de la commission de régulation sera aussi, en liaison avec l’autorité de la concurrence, de s’assurer qu’il n’y a pas d’obstacle à la compétition entre fournisseurs. Elle sanctionnera les stratégies de collusion (ententes sur les prix) ou de prédation (ventes à perte pour empêcher l’entrée de concurrents). Pour les acteurs publics le choix du fournisseur se fera dans le respect des règles du droit administratif, ce qui implique de recourir à des appels d’offre au-delà d’un certain seuil de consommation. Au 1er janvier 2016 au plus tard, avec la fin des TRV (tarifs réglementés de vente) jaunes et verts pour l’électricité et de tous les TRV en gaz pour les clients qui ne sont pas des clients domestiques, les collectivités locales auront l’obligation de souscrire un contrat en offre de marché, donc de faire jouer la concurrence entre fournisseurs. Les réseaux constituent, on le voit, l’épine dorsale du système et ils sont, au niveau de la distribution, sous l’autorité des collectivités territoriales.

L’énergie demeure donc un secteur d’activité largement régulé ou du moins encadré par la puissance publique dans la quasi-totalité des pays au monde, et cela s’explique par le fait qu’il s’agit d’activités dites “de service public” et souvent d’activités stratégiques (la rupture d’un approvisionnement en produits pétroliers ou en électricité est de nature à compromettre la sécurité nationale d’un pays). Mais qui dit missions de service public ne dit pas nécessairement entreprises publiques et on trouve, aux États-Unis ou en Europe par exemple, des entreprises privées concessionnaires de service public (les “Utilities”). Le souci de promouvoir la concurrence quand elle est techniquement possible (pas de monopole naturel) s’explique par la conviction que la compétition est un facteur d’incitation à l’innovation et à l’efficience donc à la baisse des coûts, ce qui est bon pour le consommateur final.

La loi du 10 février 2000 dispose que les services publics de l’électricité et du gaz sont organisés “par l’État et les communes ou leurs établissements publics de coopération”. Elle réaffirme le rôle des collectivités en matière de concession et confirme EDF et les ELD comme gestionnaires des réseaux publics de distribution de l’électricité. Mais ce qui est nouveau avec la transition énergétique d’aujourd’hui c’est le rôle que ces collectivités territoriales (agglomérations, métropoles, départements ou régions) sont capables de jouer au niveau de l’offre d’énergie, en valorisant des ressources locales qui jusqu’alors étaient quelque peu ignorées ou sous-utilisées. La loi de 2000 élargit les compétences des collectivités locales dans le domaine de la production de l’énergie, que ce soit dans l’hydraulique, la valorisation des déchets, la cogénération. Elles peuvent même produire de l’électricité si cette production évite l’extension de réseaux mais jusqu’à une certaine puissance seulement et sous réserve que cette électricité soit autoconsommée. La loi du 13 juillet 2005 donne aux collectivités le droit de construire et d’exploiter des installations produisant de l’énergie renouvelable sous réserve que cette électricité soit vendue à EDF au tarif garanti (feed-in tariffs fixés par l’État). Les communes et les ELD peuvent, sur leur territoire, aménager, exploiter, faire aménager ou faire exploiter toute nouvelle installation hydroélectrique d’une puissance maximale de 8 MW, toute nouvelle installation utilisant les énergies renouvelables comme le solaire, l’éolien ou la biomasse et toute nouvelle installation de valorisation énergétique des déchets ménagers ou industriels (mais il existe parfois des seuils de puissance installée pour cette production locale). Notons que seul l’État peut, en vertu de la loi de 1919 toujours en vigueur, autoriser l’utilisation de la force motrice de l’eau au-delà de 8 MW.

Les lois “Grenelle I et II” de 2008 et 2010 imposent aux régions l’obligation d’élaborer un schéma régional climat-énergie (SRCAE) sous l’autorité conjointe du préfet et du président de région, mais toutes ne l’ont pas fait. Les régions, les départements et les communes de plus de 50 000 habitants ont également l’obligation d’élaborer un plan climat-énergie territorial (PCET) mais, là encore, certaines communes sont en retard. En matière d’urbanisme les communes ou les intercommunalités ont la faculté de développer un schéma de cohérence territorial (SCOT) et un plan local d’urbanisme (PLU) qui précisent les règles d’affectation des sols. Ce peut être un moyen efficace de lutter contre l’étalement urbain et de privilégier les transports publics au détriment de la voiture individuelle. Les villes disposent d’une marge de manœuvre importante dans le domaine de l’isolation des bâtiments publics et dans celui de la gestion du parc des véhicules utilisés pour les diverses missions de service public (ramassage scolaire, ramassage des ordures ménagères, gratuité de certains transports publics comme le bus ou le tramway). Elles se plaignent souvent du manque de moyens financiers pour mener à bien toutes ces missions, mais certaines d’entre elles ne manifestent pas toujours une volonté politique très affirmée ou préfèrent affecter les impôts locaux à d’autres priorités.

Dans le domaine de l’action sociale, celle de la lutte contre la précarité énergétique en particulier, les moyens des collectivités territoriales ne sont pas non plus négligeables, que ce soit via les centres d’action sociale (CAS) ou via le fonds de solidarité logement (FSL). La précarité énergétique est une préoccupation croissante dans tous les pays et elle peut contribuer à une dégradation de la cohésion sociale. Cette précarité est en général définie au sein de l’Union Européenne comme la situation dans laquelle un ménage est obligé de dépenser plus de 10 % de son revenu pour chauffer et éclairer son domicile selon une norme acceptable (la structure de la consommation d’énergie d’un ménage français est en moyenne la suivante, hors carburants : 50 % pour le chauffage, 15 % pour l’eau chaude sanitaire, 30 % pour les appareils électroménagers, 5 % pour l’éclairage). Elle relève souvent d’un cumul de handicaps et d’un cercle vicieux de paupérisation dû à trois éléments constitutifs :

  • un faible revenu (ménages vivant sous le seuil de pauvreté estimé à 60 % du revenu médian) ;
  • un coût élevé de l’énergie, notamment des factures de gaz et d’électricité. Il y a ceux qui ne peuvent pas payer et ceux qui payent mais au prix de sacrifices importants sur d’autres postes de consommation, la santé en particulier ;
  • mal-logement ; ces ménages pauvres vivent le plus souvent dans des logements mal isolés, difficiles à chauffer et de mauvaise qualité.

On estime le nombre de ménages concernés à près de 3,8 millions en France. À noter que les pauvres émettent moins de CO2 que les riches puisque leur consommation d’énergie reste, en valeur absolue, plus faible.

Ces ménages sont donc très sensibles à toute augmentation du prix de l’énergie et n’ont en général pas les moyens d’isoler leur logement si on ne les aide pas à le faire. Ce sont souvent les zones périurbaines ou les zones rurales qui sont les plus défavorisées de ce point de vue ; l’État ne peut pas tout et les collectivités territoriales sont les mieux placées pour définir les priorités en matière d’aide au financement de ces travaux de rénovation et d’isolation. Il existe certes un tarif social de l’électricité et du gaz pour les plus démunis, mais ce tarif ne concerne qu’une partie de la consommation et ne règle pas le problème de fond, celui d’une amélioration de l’efficacité énergétique. Mais beaucoup de ménages hésitent à solliciter des aides par crainte de passer pour pauvres ou par méconnaissance de la législation. Le rôle des collectivités locales est aussi de repérer les ménages qui peuvent bénéficier de telles aides.

En matière fiscale les régions ont le pouvoir depuis 2006 de moduler la taxe intérieure de consommation sur les produits énergétiques (TICPE, qui a remplacé la TIPP), dans de faibles proportions toutefois (1 %). Elles perçoivent des taxes locales sur l’électricité, des redevances versées par les concessionnaires (prélevées au niveau du TURPE, péages d’accès aux réseaux), des contributions pour l’enfouissement des réseaux pour les communes rurales.

Vers une “territorialisation” croissante de l’offre d’énergie ?

La loi de transition énergétique en gestation en France prévoit de réduire de 40 % les émissions de gaz à effet de serre à l’horizon 2030 par rapport à 1990, et de réduire de 50 % la consommation finale d’énergie en 2050 par rapport au niveau observé en 2012. C’est dire que l’effort d’efficacité énergétique devrait être important. Du côté de l’offre d’énergie, les énergies renouvelables devraient satisfaire 33 % de la consommation finale en 2030 (contre 10 % en 2013) grâce notamment au développement de la production de chaleur, de la production de biocarburants et d’une forte croissance de la part de l’électricité renouvelable. La part du nucléaire devrait se stabiliser à 50 % de la production d’électricité en 2025 (contre 75 % aujourd’hui) et celle de l’électricité renouvelable (hydraulique, solaire, éolien) devrait atteindre 40 % en 2025 (contre 15 % aujourd’hui). La consommation d’énergies fossiles (pétrole, gaz, charbon) devrait diminuer de 30 % en 2030 par rapport à 2013. Là encore, de fortes mutations sont attendues concernant l’approvisionnement de la France en énergie.

Agir sur la demande d’énergie

Le bâtiment représente 44 % de la consommation finale d’énergie en France, le secteur des transports de l’ordre de 31 % et le solde (25 %) concerne principalement l’industrie et très accessoirement l’agriculture. Notons que si le secteur agricole consomme peu d’énergie, il demeure un gros émetteur de gaz à effet de serre. L’agriculture et la sylviculture émettent à elles seules 21 % des émissions de gaz à effet de serre en France, chiffre sensiblement supérieur à la moyenne européenne, devant le secteur des transports (26 %) et celui de l’industrie (22 %). C’est donc dans le bâtiment et dans les transports que doit se focaliser l’effort principal en matière d’efficacité énergétique, les industriels étant par nature plus enclins à économiser l’énergie que les ménages.

Pour inciter les ménages à engager des travaux de rénovation énergétique, on compte sur la réglementation (obligation de procéder à des travaux d’isolation en cas de ravalement des façades par exemple), mais également sur l’incitation fiscale qui devrait être sensiblement développée. L’Agence nationale de l’habitat (Anah) apporte déjà une aide qui peut représenter entre un tiers et la moitié du coût des travaux, en partenariat avec les collectivités territoriales. D’autres instruments sont envisagés, tel le “chèque énergie” en direction des ménages les plus modestes. Il est toutefois difficile de repérer les ménages en situation de précarité énergétique ou qui risquent de le devenir et très souvent les ménages en difficultés ne peuvent guère faire l’avance du coût des travaux. Ils ne bénéficient pas non plus des exonérations fiscales puisqu’ils ne paient pas l’impôt sur le revenu. Le système du tiers-financement est alors une solution possible et dans ce domaine les collectivités territoriales pourraient avoir un rôle majeur à jouer.

Des sociétés régionales de tiers-financement pourraient être créées pour avancer le coût des travaux de rénovation aux particuliers. Une société de service privée ou semi-publique (société d’économie mixte par exemple) finance l’investissement de rénovation thermique du logement et se rémunère sur les économies d’énergie réalisées. Mais l’expérience montre que les gains ne sont pas toujours faciles à comptabiliser et le temps de retour de l’opération est souvent long (15 à 20 ans). L’expérience britannique des mécanismes mis en place par la Green Investment Bank montre que le bilan est mitigé. Une des clefs de l’évolution des comportements des acteurs en matière d’efficacité énergétique demeure l’accès à une meilleure information concernant le coût exact de la facture. Les “compteurs dits intelligents” en fournissant dans chaque foyer des informations en temps réel sur le coût de la facture d’électricité devraient inciter les consommateurs à effectuer des économies d’énergie. Encore faut-il que cette information soit correctement interprétée et ne conduise pas à un “effet rebond” : le consommateur qui fait des économies peut avoir tendance à améliorer son confort et à consommer in fine plus d’énergie ; ainsi ce qu’il économise sur le prix unitaire il le dépense en accroissant la quantité consommée. L’information des citoyens passe donc par beaucoup de pédagogie.

Dans le domaine du transport les collectivités locales disposent de marges de manœuvre nettement plus importantes. Elles peuvent opter pour des flottes de véhicules fonctionnant à l’électricité, au gaz naturel ou au GPL ; la loi sur la transition énergétique devrait obliger les ministères, les établissements publics et les collectivités locales à opter pour une certaine proportion de véhicules électriques lors du renouvellement de leur parc automobile. Les agglomérations peuvent surtout maitriser l’accès des automobiles au centre ville en développant les parkings à la périphérie et en incitant les conducteurs à opter pour les transports en commun. L’accès gratuit ou à faible tarif du tramway est un bon exemple de politique volontariste. Le système du bonus-malus tout comme celui des péages urbains ont des vertus, mais ils pénalisent les ménages les plus modestes qui ne peuvent ni acheter de véhicules performants coûteux ni s’acquitter d’un péage élevé. Ces deux mécanismes conduisent donc à des effets anti-redistributifs. Pénaliser les véhicules les plus polluants semble logique, mais là encore, ce sont les ménages les moins fortunés qui en supportent le coût car ils n’ont pas les moyens de s’acheter des véhicules peu polluants donc chers et de renouveler régulièrement cet achat.

Agir sur l’offre d’énergie

La principale innovation devrait être de renforcer le pouvoir des collectivités locales au niveau de l’offre d’énergie, en valorisant mieux les ressources disponibles localement. Dans le domaine du pétrole, du charbon ou du gaz importés, leurs compétences sont limitées : la législation est nationale et c’est principalement au niveau de la fiscalité locale que s’exerce leur pouvoir (TICPE, taxes locales liées à la distribution et aux contrats de concession). La France importe la totalité du gaz naturel et du charbon consommés et la quasi-totalité du pétrole consommé, rappelons-le. Il y a en revanche deux sources d’énergie qui sont appelées à jouer un rôle croissant demain et sur lesquelles les collectivités territoriales ont un pouvoir de décision : les énergies renouvelables et le biogaz.

Les pays européens ont choisi d’accélérer la pénétration des énergies renouvelables dans le mix électrique (20 % à l’horizon 2020) et pour cela ont opté en général pour le système des prix d’achat garantis (“feed-in tariffs” ou FIT). Il s’agit d’aider l’éolien et le photovoltaïque, qui sont des énergies intermittentes dont le coût de production est, aujourd’hui encore, sensiblement supérieur au prix moyen observé sur le marché de l’électricité. L’électricité produite par ces équipements est de par la loi prioritaire et elle est achetée par EDF à un prix rémunérateur fixé par les pouvoirs publics, et ce, sur une longue période (de l’ordre de quinze ans). Le surcoût entre ce prix garanti et le prix du marché est financé par une sorte de taxe payée sur leur facture par tous les consommateurs d’électricité, les ménages comme les entreprises (la CSPE, contribution au service public de l’électricité). Comme cette électricité est intermittente, il faut prévoir des centrales en réserve, qui sont souvent des centrales fonctionnant au gaz naturel (problème dit du “back-up”). Le montant de la CSPE correspond aujourd’hui à 15 % environ du prix du kWh TTC payé par le consommateur domestique français qui bénéficie du tarif réglementé de vente (TRV) fixé par les pouvoirs publics et ce pourcentage devrait encore s’accroître selon la CRE. La pénétration des énergies renouvelables requiert également un renforcement des réseaux de distribution (ou de transport) pour évacuer une production qui n’est pas toujours localisée près des lieux de consommation (cas de l’éolien off-shore par exemple).

Lorsque la demande d’électricité est faible et que des vents forts soufflent en Europe (en Baltique par exemple), l’offre d’électricité peut devenir excédentaire, les prix baissent sur le marché de gros européen, mais les producteurs d’électricité renouvelable, qui sont rémunérés hors marché, ne sont pas sensibles au prix du marché et ont intérêt à continuer d’injecter du courant. Notons que le coût variable des renouvelables est faible comparé à leur coût fixe et ces énergies seraient dans tous les cas appelées avant les centrales thermiques. Mais comme leur facteur de charge est faible du fait de l’intermittence, ces énergies renouvelables ne sont pas suffisamment sollicitées par le réseau de sorte qu’elles sont dans l’impossibilité de récupérer leurs coûts fixes aux heures où les prix du marché sont plus rémunérateurs ; cela explique qu’elles soient rémunérées hors marché.

Il faut alors arrêter des centrales thermiques lorsque l’offre est trop forte par rapport à la demande ; on stoppe en général des centrales à gaz qui, selon le “merit order”, sont appelées après l’hydraulique, le nucléaire et le charbon, mais il est coûteux de stopper ces centrales durant quelques heures seulement pour les remettre en marche ensuite. On préfère alors “détruire” une partie de cette électricité excédentaire, non pas physiquement mais économiquement. Lorsque la production de certaines denrées agricoles est excessive par rapport aux besoins du marché, on détruit physiquement une partie de la production pour enrayer la chute des cours. Ici on préfère payer un opérateur pour qu’il débarrasse le marché d’une partie de cette production encombrante. Ce sont les détenteurs suisses de stations de pompage (STEP) qui en profitent : ils acquièrent cette électricité à prix négatif pour monter de l’eau dans un bassin amont et être en mesure de turbiner aux heures de pointe en remplissant un bassin aval.

Rappelons que tous les pays européens sont interconnectés et que l’injection massive d’électricité éolienne en Allemagne a des conséquences sur le réseau français. À certains moments, il est d’ailleurs plus économique d’arrêter une centrale thermique en France et d’acheter de l’électricité éolienne allemande, ce qui signifie que le consommateur français bénéficie d’une électricité largement subventionnée par le consommateur allemand. Notons que les centrales thermiques à gaz sont aujourd’hui appelées sur le réseau après les centrales à charbon en Europe, le prix du charbon étant sensiblement plus faible que celui du gaz naturel. L’apparition du gaz de schiste aux États-Unis a chassé le charbon de la production américaine d’électricité et ce charbon américain excédentaire et donc bon marché tend à chasser le gaz naturel importé de la production européenne d’électricité, le tout dans un contexte où le bas prix du carbone ne pénalise pas le recours à des centrales à charbon polluantes. La forte baisse du prix du pétrole pourrait se traduire par une baisse sensible du prix du gaz (le prix du gaz importé étant en partie indexé sur le prix du charbon) et du coup les centrales à gaz pourraient redevenir plus compétitives que les centrales à charbon en Europe (pour celles qui n’ont pas été fermées du moins).

Un accord se fait en Europe pour dire qu’il faut encourager le développement des renouvelables comme le solaire et l’éolien, mais qu’il faut en même temps et sans tarder réformer le système actuel d’aide à la pénétration des énergies renouvelables intermittentes. Plusieurs pistes sont envisageables :

  • revoir à la baisse le niveau des feed-in tariffs et interdire l’injection d’électricité renouvelable variable lorsque le prix spot de l’électricité devient négatif ou tombe sous un certain seuil ;
  • mettre en place un système dit de “contrat pour différences” (CFD en anglais) : le producteur d’électricité renouvelable vend son électricité sur le marché, mais il perçoit un complément de revenu variable correspondant à la différence entre un prix garanti et ce prix de marché. L’avantage du système est que le producteur est sensible au prix du marché tout en bénéficiant d’un revenu garanti. C’est le système mis en place en Angleterre pour les deux réacteurs nucléaires EPR qui vont être construits par EDF. Le complément de revenu est en général positif puisque le prix garanti est plutôt supérieur au prix spot de l’électricité, mais rien n’empêche qu’il soit négatif si le prix spot s’envole ; dans ce cas c’est le fournisseur d’électricité qui paie la différence entre le prix du marché et le prix garanti ;
  • promouvoir un système FIP et non plus FIT (feed-in avec premium) ; le producteur d’électricité renouvelable vend au prix du marché spot, mais reçoit en plus une prime (fixe ou variable) fonction soit de la quantité d’énergie injectée (MWh) soit de la puissance installée (MW) ; cette prime peut être calculée ex ante ou ex post. L’avantage est que le fournisseur est sensible au prix du marché puisque son revenu principal est issu de la vente de son électricité sur ce marché ; la prime n’est qu’un complément qui peut d’ailleurs fort bien être ajusté régulièrement en fonction de la situation du marché. Cette fois le revenu perçu in fine est variable et non plus fixe comme avec les deux systèmes précédents du moins si la prime est fixe alors que le prix de vente sur le marché spot reste variable ;
  • procéder par enchères ; la collectivité publique émet un appel d’offres pour une puissance installée (donc indirectement une quantité de kWh produite) et classe les réponses en fonction du “merit order” (coûts croissants) ; elle peut opter pour des enchères dites à prix-limite (paid at the marginal cost) ou des enchères discriminantes (prix demandé ; logique paid as bid)… Le système des enchères à prix demandé présente l’avantage d’être moins coûteux pour la collectivité et de supprimer certaines rentes ;
  • on peut obliger le producteur d’électricité renouvelable à consommer lui-même une partie de son électricité avant de l’injecter sur le réseau ; seule une fraction de sa production bénéficiera d’un revenu garanti ;
  • on peut obliger le producteur d’électricité à stocker l’électricité excédentaire (via un système de batteries, le recours à une STEP, l’électrolyse de l’eau pour produire de l’hydrogène, voire la “méthanation” si on passe de l’hydrogène au méthane en y associant du CO2). C’est le système dit du “power to gas”. On peut ensuite injecter une partie de l’hydrogène dans le réseau de gaz naturel ou l’utiliser dans des véhicules.

On s’oriente aujourd’hui probablement vers un système FIP, à l’instar de ce que fait l’Allemagne, c’est-à-dire un système qui va obliger les producteurs d’électricité intermittente à vendre tout ou partie de leur production sur le marché spot et à recevoir un complément de revenu sous forme d’une prime (probablement une prime fixe à la puissance) pour les aider à financer les coûts fixes de leurs installations. L’idée de transformer une partie de l’électricité renouvelable intermittente en gaz, que ce soit de l’hydrogène ou du méthane, est séduisante et devrait permettre aux collectivités territoriales de jouer un rôle moteur dans le développement des énergies renouvelables.

Un des intérêts du “power to gas” est d’éviter de faire certains investissements de distribution de l’électricité et de mieux utiliser le réseau gazier car ce gaz (hydrogène notamment) peut être injecté jusqu’à un certain degré dans le réseau de transport de GRTgaz ou dans le réseau de distribution de GrDF. Il y a donc là un “coût évité” collectivement bénéfique. On peut aller plus loin et coupler au niveau régional un site industriel produisant du CO2 avec une installation de production d’hydrogène obtenue par électrolyse de l’eau grâce à de l’électricité éolienne ou solaire. Couplée à du CO2 ce gaz hydrogène donnera du méthane qui sera ensuite injecté dans le réseau de gaz ou valorisé sous forme de GNV (gaz naturel véhicule). Selon l’ATEE la création de 1 000 méthaniseurs pourrait d’ici 2020 permettre d’injecter de 2 à 3 TWh de gaz par an dans le réseau et créer 13 000 emplois pérennes.

La production de biogaz, généralement qualifié de gaz renouvelable, permettrait aux régions ou aux communes de mieux valoriser des ressources locales souvent inutilisées et considérées comme des déchets. Le potentiel de gazéification de biomasse forestière, la méthanisation des déchets organiques industriels et urbains pourraient représenter un potentiel de près de 200 TWh selon l’ADEME, à comparer aux 522 TWh de consommation gazière en 2011 en France.

L’injection de gaz obtenu par électrolyse et de gaz d’origine renouvelable contribuerait à “décarboner” les réseaux de gaz ; le gaz naturel importé est certes moins émetteur de CO2 que le fuel ou le charbon, mais il contribue quand même au réchauffement climatique. Le développement du gaz renouvelable permettrait surtout de réduire la facture énergétique de la France et de créer des emplois locaux. Les collectivités locales pourraient ainsi mieux utiliser les possibilités de production d’énergie décentralisée que ce soit pour produire du gaz ou de l’électricité, pour injecter ce gaz dans les réseaux ou le valoriser sous forme de chaleur ou de carburant.

Certaines technologies permettent de produire un gaz de synthèse neutre en carbone. La digestion anaérobie de la biomasse humide ou de micro-algues et la gazéification de biomasse lignocellulosique permettent la production de biométhane qui peut être valorisé dans le secteur de l’habitat comme dans celui des transports. Le surcoût lié à ces nouvelles technologies devrait être comparé aux coûts de réseaux évités mais aussi aux externalités négatives évitées (sous forme d’émissions de gaz à effet de serre notamment). Le point sensible c’est évidemment la prise en charge de ce surcoût et toutes les innovations financières permettant de mieux utiliser l’épargne locale disponible méritent d’être étudiées. Les citoyens sont davantage sensibilisés aux projets locaux et certains pourraient financer directement certains projets, comme cela se fait déjà dans l’éolien, certes dans de très modestes proportions, avec les clubs d’investissements pour une gestion alternative et locale de l’épargne solidaire (Cigales). Une meilleure coordination locale entre les réseaux d’électricité, de gaz et de chaleur permettrait d’éviter certains coûts d’interconnexion au niveau national.

Choisir entre l’autonomie énergétique régionale et l’interconnexion européenne ?

Il peut paraître paradoxal de chercher à développer une certaine autonomie énergétique à la maille régionale à un moment où l’on parle d’interconnexion croissante entre réseaux européens et de création d’un marché unique de l’énergie à l’échelle du continent européen. Le paradoxe n’est qu’apparent et il n’y a pas de contradiction à développer l’offre locale d’énergie tout en cherchant à profiter des avantages de l’interconnexion des réseaux électriques et gaziers. Valoriser mieux le potentiel local ne signifie pas que chaque région doit rechercher son indépendance énergétique ; ce serait illusoire puisque le potentiel local varie fortement d’une région à l’autre. Ce serait contre-productif car on se priverait de complémentarités et l’on remettrait en cause ce faisant le principe d’une solidarité nationale fondée notamment sur une certaine péréquation spatiale des tarifs de l’électricité et du gaz. Au demeurant c’est au niveau national que se déterminent les priorités énergétiques et l’État conserve la plupart des leviers de commande dans ce domaine. Il attribue les permis d’exploration-production pour les hydrocarbures, donne les autorisations pour la construction de la plupart des installations énergétiques (centrales électriques, stockages de pétrole ou de gaz, réseaux de transport d’électricité et de gaz, parcs éoliens et photovoltaïques), fixe les normes de sécurité et de pollution, fixe encore souvent les tarifs réglementés de vente, et détermine la législation fiscale. L’objectif est de concilier les priorités nationales avec les préférences locales et d’appliquer un principe de subsidiarité de bon sens : ne pas faire systématiquement au niveau national ce qui peut être fait au niveau local, surtout si c’est mieux fait et à un coût plus bas.

La découverte du gaz de Lacq au début des années 1950 avait conduit les élus locaux à revendiquer le maintien sur place de la valorisation de ce gaz, en cherchant à attirer systématiquement les industries grosses consommatrices d’énergie en Aquitaine. Les études menées par le Commissariat Général du Plan avaient montré que la meilleure valorisation de ce gaz passait aussi par la construction d’un réseau de transport vers la région parisienne, le potentiel local de valorisation étant insuffisant pour absorber toute la production de gaz. L’État a donc fait le choix du remplacement du gaz de ville par du gaz naturel national à Paris, ce qui n’a pas empêché le développement de certaines industries dans le bassin d’Aquitaine et la vente de ce gaz dans la région de Bordeaux et de Toulouse. Si demain l’État décide de valoriser les ressources potentielles d’hydrocarbures non conventionnels de la région parisienne ou de la vallée du Rhône il lui faudra là encore arbitrer entre divers usages alternatifs et opter pour une vision nationale de l’utilisation de ces ressources. De la même façon le choix de prolonger ou non la durée de fonctionnement des centrales nucléaires, moyennant des investissements dits de “jouvence”, relève d’une vision nationale et non pas locale de la politique énergétique. Ce choix ne peut pas ignorer les contraintes locales mais il s’inscrit dans une perspective de long terme et fait intervenir des considérations aussi bien industrielles qu’énergétiques.

Il ne faut pas opposer nucléaire et énergies renouvelables mais optimiser leur complémentarité. La part du nucléaire dans la production d’électricité n’est pas en soi un objectif immuable de politique énergétique ; elle dépendra d’une multiplicité d’aléas et des choix faits par le politique en fonction d’une multiplicité de critères. La diversification des sources d’énergie, la valorisation prioritaire des sources locales ou nationales, la maîtrise de la demande d’énergie et donc des émissions de gaz à effet de serre, doivent être les objectifs prioritaires d’une politique nationale fondée sur la réduction de la vulnérabilité, laquelle passe par une réduction de la dépendance énergétique (donc des importations d’énergies fossiles) et une minimisation du coût d’approvisionnement des consommateurs français, industriels ou non. Cette politique nationale doit évidemment s’insérer dans le cadre européen, en profitant en particulier des interconnexions quand elles sont possibles, mais le réalisme conduit à constater que les choix nationaux sont aujourd’hui bien différents selon le pays de l’Union européenne, essentiellement parce que les contraintes nationales en termes de ressources énergétiques ou de ressources financières sont elles aussi très différentes. Le consensus en faveur d’un développement d’un marché unique de l’énergie à travers des interconnexions croissantes est une préoccupation commune louable mais cela ne saurait servir de seul critère pour fonder une politique nationale autonome. Le secteur de l’énergie demeure un domaine où le pouvoir régalien de l’État peut et doit encore s’exercer.

La recherche d’un optimum énergétique local ne doit pas compromettre celle de l’optimum collectif au niveau national. Un optimum national ne se réduit pas à une sommation d’optima locaux. Il faut tout à la fois tenir compte des économies d’échelle et des “effets de débordement”. Certains investissements ne sont rentables qu’à l’échelle nationale ; de même les investissements faits par une collectivité territoriale peuvent engendrer des externalités positives ou négatives sur d’autres collectivités territoriales et il faut donc “internaliser ces externalités” en faisant payer ou en indemnisant les citoyens des collectivités concernées. Il faut aussi tenir compte des “subventions croisées” induites par les choix nationaux et locaux ; lorsque ces subventions croisées sont décidées par le législateur au nom de la solidarité nationale, elles sont légitimes ; lorsqu’elles ne le sont pas elles doivent donner lieu à indemnisation.

 

Jacques Percebois, professeur à l’Université Montpellier I (CREDEN/Art-Dev UMR CNRS 5281)