L’émergence des collectivités territoriales comme acteurs du système énergétique au cours des années 1980-2010 se renforce après 2010 sous l’effet du passage progressif aux réseaux électriques intelligents et de la maturation des sources d’énergie renouvelables, le tout dans un contexte institutionnel influencé par les directives de l’Union Européenne.
Au cours des décennies 2010 et 2020, deux évolutions interactives vont renforcer le mouvement en direction de la décentralisation énergétique territoriale. Les unes sont liées aux potentialités nouvelles qu’ouvrent les technologies de l’information et de la communication (TIC) dans le secteur de l’énergie, en particulier dans celui de l’électricité. Les autres le sont aux perspectives offertes par la maturité technologique et économique croissante des énergies nouvelles et renouvelables (EnR) dans le mix énergétique général. Leur influence variera cependant avec les positionnements des acteurs hexagonaux face à l’engagement de la transition énergétique en France (Lire : Décentralisation énergétique en France 2010-2020 : la loi de transition énergétique).
1. Les métamorphoses numériques et le secteur énergétique
L’émergence des TIC a souvent été considérée comme celle d’une innovation radicale à l’origine de plusieurs trajectoires technologiques se développant dans un nombre croissant d’usages et de secteurs. Ces trajectoires se caractérisent aussi par un flux continu d’innovations incrémentales qui se traduisent par un accroissement des performances des nouveaux produits ou procédés, et des baisses de coût. Ces technologies manifestent surtout leur puissance par leur capacité de fertilisation des autres technologies, traditionnelles et nouvelles.
L’ensemble de ces trajectoire peut être l’objet de discontinuités qui dépassent nettement l’ampleur réduite des innovations incrémentales, et que l’on peut symboliser par la notion de bifurcation de trajectoires. Une bifurcation peut naître d’un ré-arrangement de briques autrefois faiblement reliées entre elles, comme celles de l’internet, des réseaux sociaux, de l’informatique et d’autres réseaux techniques. La nouvelle combinaison qui en résulte offre des perspectives insoupçonnées de nouveaux usages, nouveaux procédés et produits : elle est repérée par certains sous le terme de « métamorphose numérique ». Dans le domaine de l’énergie, elle trouve des manifestations concrètes avec les notions d’énergie intelligente et de réseaux intelligents. Ces bouleversements techniques et de comportements peuvent être, sous des conditions institutionnelles favorables, un facilitateur de la décentralisation énergétique.
1.1. Les enjeux sociétaux du numérique
Dans un ouvrage publié en 2013 sous la direction de Francis Jutand, les enjeux sociétaux du numérique sont présentés comme suit : « Le numérique (Internet, réseaux sociaux, informatique, etc.) est un formidable espace de relations, de jeux et de questionnements, un eldorado pour tous les types d’innovation… Mais il peut être aussi l’amplificateur du côté sombre de notre société en termes de vie privée, de comportements collectifs, de désinformation et de manipulation. Le numérique est donc plus qu’une technologie magique qui abolit les distances et le temps et nous permet d’accéder à des connaissances sans limite. Il est en train de métamorphoser notre société, son économie, ses liens sociaux, jusqu’aux bases cognitives et psychologiques de l’être humain »[1].
Parmi les différentes contributions contenues dans cet ouvrage, celle de Denis Lescop, intitulée L’innovation ouverte et plateforme des nouvelles stratégies industrielles, mérite d’être également mentionnée de par sa transposition possible dans les industries de l’énergie : « L’innovation, moteur de la transformation et de la compétitivité des entreprises dans un cadre de baisse drastique des coûts de transaction numérique et de rupture apportée par la contribution de la multitude, à la recherche d’un nouvel équilibre entre création interne et externe, et de nouvelles répartitions de valeurs au travers des alliances et des plateformes ».
Si les technologies de l’information et de la communication, les réseaux sociaux et internet sont apparus bien avant la décennie 2000, ce n’est que depuis peu que l’on commence à comprendre l’ampleur des nouvelles dynamiques provoquées par les interactions entre ces nouvelles technologies et ces nouveaux comportements, qui ont déjà et auront bien d’avantage dans le futur proche, des impacts dans les domaines de la santé, de l’éducation, de la mobilité, des transports et, évidemment des consommations et des productions énergétiques (Figure 1).
1.2. Les métamorphoses numériques et les activités énergétiques
Depuis le début des années 2010, le sujet a été abordé à de nombreuses reprises, notamment dans le cadre des 14èmes Assises nationales de l’énergie des collectivités locales[2].
Gilles Berhault, président de l’Association Communication et Information pour le Développement Durable (ACIDD), associe à ce que l’on désigne par smart energy ou énergie intelligente les effets suivants : « territorialiser la gestion de l’énergie ; renforcer le rôle des collectivités ; intégrer les énergies renouvelables à tous les niveaux ; améliorer l’efficacité énergétique ; faire évoluer les comportements des usagers ; mettre en œuvre de nouveaux modèles économiques ; développer des filières de recherche et d’innovation en capacité de répondre aux besoins ; créer richesse et emplois ».
Clara Gaymard, présidente France de General Electric estime que, dans les tendances fortes à venir, la gestion de la contrainte de la rareté nous apprendra à « ne produire vraiment que ce que l’on consomme vraiment et non pas ce que l’on achète, et à venir vers l’économie d’usage », et que simultanément avec la mondialisation « on va vers une économie et une énergie décentralisée », reposant de plus en plus sur l’utilisation de connaissances partagées.
« L’internet des objets » est aussi présenté par Bernard Benhamou, délégué interministériel aux usages de l’internet, comme étant « une continuation (de l’Internet) de ce que nous avons connu (mais) avec d’autres moyens et une autre amplitude ». « À l’avenir les interactions que nous aurons avec l’Internet, dans le domaine énergétique, dans le domaine de la santé, dans le domaine des transports sont des interactions que nous ne verrons pour ainsi dire pas, et qui apporteront leur lot d’informations, leur lot d’éléments de décision. » D’où l’intérêt de cette délégation, avec des industriels européens autour des objets connectés, pour « en particulier [ceux relatifs à] à l’accompagnement dans le domaine de la maîtrise de l’énergie » (Figure 2).
Dans ce contexte, c’est l’approvisionnement en électricité qui est le plus fortement impacté par les métamorphoses du numérique.
2. Numérique et électricité
Olivier Sala, directeur général de Gaz Électricité de Grenoble (GEG), définit comme suit les trois dimensions de la smart energy ou énergie intelligente :
– les smart metering ou comptage communicant, c’est-à-dire l’intersection entre un système de comptage et un système de télécommunication qui permet de proposer de nouvelles offres aux clients,
– la smart électricité, c’est-à-dire la chaine de valeur allant du producteur au consommateur,
– la smart city ou smart territoire ; c’est-à-dire « l’optimisation de la gestion d’un territoire au moyen de l’intégration de l’ensemble de ces services »[3] (Lire : Des réseaux électriques aux smart grids).
Ces principes sous-tendent l’innovation majeure du réseau électrique intelligent en basse tension que constitue le compteur communicant Linky qui commence d’être mis en œuvre par Électricité Réseau Distribution France (ERDF devenu ENEDIS en 2016). De son côté, Gaz Réseau Distribution France (GrDF) enclenche un processus similaire, mais non identique à celui de la smart électricité, à partir du nouveau compteur communicant Gazpar, avec des fonctionnalités plus limitées, et un décalage de 3 à 5 ans.
2.1. Les réseaux intelligents dans la distribution de l’électricité
ERDF s’est lancée dans la voie de l’automatisation, du contrôle à distance d’abord dans les réseaux à moyenne tension depuis au moins une vingtaine d’années à l’aide, par exemple, de logiciels dits d’auto-cicatrisation qui ont pour fonction de détecter les pannes d’alimentation dans ce type de réseau, et qui réalimentent automatiquement les consommateurs d’électricité, sans même qu’ils s’en aperçoivent. Ces nouveaux dispositifs techniques permettent à trente tours de contrôle, appelées Agence de conduite régionale, de piloter à distance plus de 100 000 points de commande répartis sur les 700 000 km de réseaux moyenne tension. Ce dispositif préfigurait en quelque sorte une esquisse de réseau intelligent moyenne tension.
Mais depuis 2006 les chercheurs d’EDF et ERDF se sont penchés sur un problème différent et plus compliqué visant à trouver des solutions efficaces au pilotage partiellement automatisé des 1,3 million de kilomètres de réseau basse tension, pouvant donc répondre à plusieurs objectifs.
Les premiers consistent à :
– permettre au nouveau réseau, c’est-à-dire le réseau actuel équipé de nouveaux équipements et logiciels, de gérer l’énergie électrique des grands centres de production vers les clients, ou de certains clients occasionnellement producteurs vers ce même réseau, donc dans les deux sens alors que le réseau traditionnel est conçu pour ne fonctionner que dans le sens des sites de production vers les consommateurs ;
– détecter automatiquement les défauts de surtension ou sous tension, voire d’interruption de fourniture, alors que les gestionnaires du système actuel sont aveugles devant ces dysfonctionnements qui nécessitent pour leur résolution un appel du client vers le distributeur ;
– disposer automatiquement de relevés de consommation permettant, avec des coûts de collecte de l’information diminués au maximum, d’émettre des factures régulières sur les consommations réelles et non plus estimées.
Mais il s’agit aussi de faire face simultanément à la croissance :
– des fournitures intermittentes, notamment avec l’électricité éolienne et solaire ; à fin 2017, la puissance installée de ces EnR atteignait 21 GWe, soit 16% de la capacité totale de production d’électricité ;
– des pointes traditionnelles de consommation avec le chauffage électrique en hiver, et la climatisation en été ; en janvier, lorsque la température baisse d’un degré, l’augmentation de la puissance appelée atteint 2 300 MWe, tandis qu’en juillet lorsque la température augmente d’un degré, la consommation nationale s’accroît de 500 MWe ;
-mais aussi à celle de nouvelles pointes à anticiper avec le développement de la mobilité électrique ; EDF envisage ainsi à un scénario de présence dans l’hexagone de 15,6 millions de véhicules électriques d’ici 2035 qui exigeraient de 28 à 34 TWh, soit 7% de la consommation totale d’électricité (Lire : L’automobile du futur : quelle source d’énergie ?).
Comment faire face à ce cumul de situations aléatoires, pour maintenir surtension et sous- tension dans des limites étroites, impliquant donc un équilibre permanent entre production et consommation dans le réseau local ? L’opérateur du réseau souhaite pouvoir actionner à distance chez le particulier :
– en cas de sur-tension, l’enclenchement d’équipements consommateurs du type chauffe-eau, machine à laver, ou batterie de véhicule électrique,
-et en cas de sous tension, l’effacement d’usages temporairement non prioritaires.
Mais pour réaliser ces ajustements il faut que le domicile de chaque client puisse communiquer avec le poste de distribution, puis l’agence de supervision. L’instrument de communication est le nouveau compteur communicant Linky inséré dans le nouveau réseau intelligent Basse Tension.
2.2. Le nouveau compteur Linky
« Bien plus qu’un compteur, Linky est un système ». Une Agence centrale de supervision ERDF est chargée de son administration et de sa supervision. Un Système d’Information centralisé gère des ordres, des comptes-rendus et des données de mesure. Toutes ces informations circulent sur une chaîne communicante constituée de cinq éléments principaux (Figure 3).
– Le compteur communicant Linky : il mesure la consommation, l’intensité et la puissance. Il exécute des demandes de télé opérations et transmet des données : index de consommation, courbe de charges, informations techniques relatives au réseau.
– Le Courant porteur en ligne (CPL) : les câbles électriques basse tension deviennent des vecteurs de communication grâce à la technologie des Courants porteurs en ligne (CPL) ; ces derniers permettent d’échanger des données et des ordres entre compteurs et concentrateurs, dans les deux sens ; les compteurs communiquent en CPL et n’émettent donc pas d’ondes radioélectriques.
– Le concentrateur : les compteurs sont reliés par grappes à un concentrateur situé la plupart du temps dans le poste de distribution ; ce concentrateur transmet des demandes de télé opérations, interroge les compteurs, traite et stocke les informations qu’il reçoit avant de les transmettre au Système d’information centralisé.
– Le réseau de télécommunications (GPRS – General Packet Radio Service) : il permet la communication entre les concentrateurs et le système d’information centralisé ; le système Linky utilise le réseau de télécommunication existant ce qui évite la construction de nouvelles antennes relais ; le concentrateur est l’équivalent d’un téléphone mobile.
– Le système d’information centralisé : il reçoit les demandes de la part des systèmes d’information internes d’ENEDIS et les traite de façon automatisée. Les demandes des fournisseurs sont transmises via un portail d’échange entre les fournisseurs et ENEDIS [4].
La phase de conception, d’expérimentation, puis d’agrément de ce nouveau système par la Commission de régulation de l’énergie (CRE) et les instances ministérielles s’est déroulée de 2006 à 2012 en plusieurs étapes :
– 2006 : lancement de l’étude par EDF d’un nouveau système de comptage communicant ;
– 2009 : directive de l’Union Européenne fixant un objectif de déploiement des compteurs communicants dans 80% des foyers européens d’ici 2020 ;
– mars 2009 : sur demande de la CRE, ERDF lance l’expérimentation du compteur communicant Linky, avec un cahier des charges ; cette expérimentation doit répondre aux objectifs suivants : assurer une fonction de comptage automatisée, évolutive et fiable ; améliorer le fonctionnement concurrentiel du marché de l’électricité ; améliorer la satisfaction des consommateurs ; renforcer la performance du distributeur ; contribuer à la mise en place de solutions de maîtrise de la demande d’énergie et à la réduction des émissions de CO2 ;
– entre mars 2009 et mars 2011 : un budget de 150 millions d’euros est engagé pour installer 300 000 compteurs communicants dans la commune de Lyon et dans les communes rurales d’Indre et Loire ; le but de l’expérimentation est de vérifier la fiabilité du processus d’installation massive du compteur, la construction et la mise en service de l’ensemble du système d’information, les hypothèses économiques du projet;
– année 2012 : les tests de chaque élément du système Linky, notamment les liaisons entre les compteurs, les concentrateurs et le système d’information centralisé d’ERDF sont passés avec succès, et l’interopérabilité des matériels confirmée ; après ces tests, les pouvoirs publics définiront les modalités d’une généralisation à l’échelle nationale ;
– 11 Septembre 2012 et 6 octobre 2012 : respectivement vote du Parlement européen, puis adoption par le Conseil de la directive Efficacité énergétique stipulant notamment le rappel du déploiement du compteur communicant, la facturation sur la base de la consommation réelle, et la mise à disposition gratuite des données de comptage.
À l’issue de cette phase d’expérimentation, la Cour des comptes souligne que le « coût prévisionnel du déploiement généralisé des compteurs communicants Linky avait été évalué, au printemps 2010, à 4,2 Md€ entre 2013 et 2019, répartis entre l’achat des compteurs, leur pose et la construction d’une infrastructure de communication »[5]. De son côté ERDF précise que « le remplacement des compteurs ne sera pas facturé aux consommateurs, les gains réalisés grâce au nouveau compteur venant compenser les dépenses engagées par ERDF »[6].
Mais ce nouveau dispositif ne constituera vraiment une innovation majeure dans la gestion du réseau électrique basse tension que lorsqu’il aura fait l’objet d’une diffusion généralisée et apporté la preuve que l’envoi d’ordre ou signaux par l’opérateur aux clients sera bien accepté par eux, et se traduiront par des modifications significatives et automatiques des charges et apports éventuels des clients dans le réseau.
C’est ce qu’il sera possible de vérifier au cours des étapes de diffusion générale entre 2013 et 2021 :
– février 2013 : fin de la phase de concertation d’ERDF avec les parties prenantes et début de la phase de généralisation ;
– 9 juillet 2013 : confirmation par le Premier Ministre du déploiement d’une première tranche de 3 millions de compteurs communicants Linky d’ici fin 2016, et du remplacement à terme de 35 millions de compteurs ;
– octobre 2013 : appels d’offres lancés pour l’achat des matériels de la première tranche de 3 millions de compteurs ;
– 31 juillet 2014 : appel à manifestation d’intérêt des entreprises pour la pose des compteurs ;
– 21 août 2014 : signature des marchés de fourniture des matériels de la première tranche ;
– dernier trimestre 2014 : appel d’offres lancé dans toutes les régions pour les marchés de pose des compteurs Linky ;
– printemps 2015 : publication des résultats de l’appel d’offres des marchés de pose des compteurs ;
– fin 2015 : début de la pose des 3 millions de compteurs avec l’objectif d’équiper 90 % des 35 millions de clients d’ERDF d’ici 2021 ;
– avant fin 2016 : début de déploiement engagé dans toutes les régions administratives ;
– avant fin 2017 : début de déploiement engagé dans toutes les capitales ou métropoles régionales ;
– avant fin 2018, début de déploiement dans tous les départements[7].
Dans les faits, ce programme s’est heurté à plus de difficultés que prévu, compte tenu des craintes suscitées par le compteur accusé d’être dangereux pour la santé et pour le respect de la vie privé (Lire : Les compteurs communicants).
2.3. Réseaux intelligents et collectivités locales
Quel sera pour les collectivités locales l’impact de la diffusion de masse de ces innovations de réseau électrique intelligent ? Les suivis plus fins de leurs consommations électriques devraient leur permettre d’éventuels ajustements d’abonnements. Mais au-delà quelles sont leurs premières réactions face à la diffusion prochaine de cette électricité intelligente ?
Jean Paul Amaudry, sénateur et vice-président de la Fédération nationale des collectivités concédantes et régies (FNCCR), a fait état de préoccupations que l’on peut supposer encore provisoires en l’état actuel de la diffusion de cette innovation[8].
La première est celle de veiller à ce que les nouveaux investissements de réseau électrique intelligent ne viennent pas réduire l’enveloppe financière dédiée aux investissements classiques de renforcement et de sécurité des réseaux actuels, notamment dans les communes rurales, réseaux pour lesquels ERDF engage annuellement 3 milliards d’euros d’investissement, et les collectivités concédantes 1 milliard (Figure 4).
La deuxième préoccupation était que ces nouveaux compteurs, entrant dans le patrimoine des collectivités concédantes, puissent faire l’objet d’un contrôle de leur part après l’investissement du concessionnaire, contrôle pouvant aller jusqu’au versement d’une nouvelle redevance. À quoi s’ajoutait l’obtention d’une garantie de sécurisation technique et juridique du flux de données personnelles transmises automatiquement par Linky. Des adaptations des contrats de concession pourraient en découler, avec celles dérivées de la nouvelle directive européenne sur les concessions. (Lire : Décentralisation énergétique en France 1980-2010 : les mutations énergétiques et institutionnelles).
Malgré ces réserves ou préoccupations, une insertion facilitée des fournitures d’électricité éolienne et photovoltaïque devrait être a priori positive pour les collectivités qui portent ou accompagnent ces projets, en banalisant progressivement ce type de fournitures électriques locales.
Sous condition d’évolutions institutionnelles favorables, qui ne sont pas encore à l’ordre du jour, ce nouveau dispositif devrait aussi faciliter les échanges entre deux sites proches, mais non contigus, dont l’un serait consommateur net et l’autre producteur net. Il semble cependant difficile en 2014 de garantir que les bénéfices de ces nouvelles et prometteuses innovations ne soient jamais capturés par l’une des parties prenantes (collectivités locales, associations de consommateurs, acteurs de l’énergie). Dans ce cas, l’ampleur des effets de l’innovation, très probablement plus significative dans un contexte de coopération, serait menacée. (Lire : Microgrids : contribution to energy transition ou Microgrids : contribution à la transition énergétique).
Par ailleurs l’impact attendu de Linky dans ses versions actuellement disponibles devrait rester limité sur les économies d’électricité pour les consommateurs domestiques, dans la mesure où :
– les compteurs sont souvent installés « hors de l’espace de vie, et aucun affichage déporté n’a été mis en place dans les logements », ce qui pose un problème concret d’accès aux informations[9] ;
– ces informations doivent être simples et intelligibles par le client, sinon faute d’une mutation culturelle passant par plusieurs étapes d’apprentissage, les avantage potentiels de ces innovations techniques risquent d’être réduits à peu de choses[10] ;
– l’adhésion du client/usager à ce nouveau système passe par une restitution partielle du gain de valeur créés par les déplacements de pointes de consommation, ce qui pose « la question des modèles économiques au niveau systémique et global, et [ce qui] nécessite de clarifier les rôles et la répartition de la valeur »[11].
2. La maturation économique des énergies nouvelles et renouvelables
Sont en cause dans cette maturation, d’un côté, l’évolution des prix des sources d’énergie fossiles et la prise en compte par les pouvoirs publics de leurs coûts environnementaux, dont, en particulier, celui du coût des émissions de gaz à effet de serre (GES) provoqués par leur combustion ; de l’autre, l’évolution des coûts complets des énergies nouvelles et renouvelables, liée aux progrès de leur technologie et à l’organisation des industries construisant leurs équipements. Toutes ces évolutions sont évidemment influencées par les politiques énergétiques et environnementales.
2.1. La cohérence discutable des politiques de l’Union Européenne
Un conseil européen s’est tenu les 23 et 24 octobre 2014 pour définir le « cadre d’action [de l’Union Européenne] en matière de climat et d’énergie à l’horizon 2030 »[12]. Un accord a été obtenu sur « un objectif contraignant consistant à réduire les émissions de gaz à effet de serre dans l’UE d’au moins 40 % d’ici 2030 par rapport aux niveaux de 1990 », objectif qui sera « atteint collectivement », donc de façon différenciée à l’échelon national, et « dans les secteurs relevant du système communautaire d’échange de quotas d’émission (SCEQE) et dans les secteurs qui n’en relèvent pas s’élevant respectivement à 43 % et 30 % par rapport à 2005 ». Pour atteindre ces objectifs l’instrument privilégié par la Commission continuera d’être le SCEQE, mais avec des réformes qui sont supposées surmonter sa faible efficacité actuelle résultant d’un prix trop bas du carbone pour être vraiment incitatif d’investissements dédiés aux sources énergétiques non carbonées et de sa trop grande instabilité[13].
L’accord entre membres de l’UE a aussi porté sur l’élargissement de la dotation initiale du programme New Entrant Reserve (NER[14]), de 300 à 400 millions d’euros de quota d’émissions, pour continuer à co-financer les «projets de démonstration axés sur le captage et le stockage du carbone ainsi que de technologies innovantes liées aux énergies renouvelables ».
Un autre objectif contraignant fixe à au moins 27 % la part des énergies renouvelables dans la consommation énergétique de l’UE à l’horizon 2030. Il est reconnu à ce sujet que « l’intégration de la part croissante des énergies renouvelables intermittentes exige un marché intérieur de l’énergie davantage interconnecté et des mesures d’appoint appropriées ». La réalisation de cette exigence est encore très imparfaite pour des raisons institutionnelles et techniques tenant notamment à des infrastructures insuffisantes d’interconnexion électrique et gazière entre les 28 États membres.
A quoi s’ajoute un objectif indicatif d’au moins 27 %, toujours au niveau de l’UE, « pour améliorer l’efficacité énergétique à l’horizon 2030 par rapport aux scénarios de consommation future d’énergie, sur la base des critères actuels ».
Ces objectifs européens, modulés par des transpositions nationales spécifiques dues aux mix énergétiques particuliers des États membres, constituent un environnement positif de référence à long terme pour les interventions des collectivités locales dans les secteurs énergétiques. Cette appréciation reste cependant subordonnée à des améliorations souhaitables dans la régulation des marchés énergétiques européens (Figure 5).
En France, la CRE résume cette difficulté dans les termes suivants : « La politique européenne affronte aujourd’hui une nouvelle épreuve. Elle mène de front deux grands chantiers, dont on ne peut que constater le manque d’harmonie. Le premier consiste à accorder une place centrale aux enjeux climatiques, notamment avec le développement subventionné de la production d’électricité à partir de sources d’énergies renouvelables. Le second est d’achever le marché intérieur fondé sur les principes du droit à la concurrence qui garantissent un accès libre, transparent et non discriminatoire aux réseaux d’électricité et de gaz et de libre choix du fournisseur d’électricité et de gaz, en assurant la protection du consommateur »[15].
2.2. L’arrivée à maturité des EnR
Des avis divergents continuent d’être exprimés sur cette question. Les prix de ces EnR varient en effet selon les horizons de temps envisagés, les intérêts défendus et le degré de prise en compte des objectifs de développement durable, par exemple quant à la part souhaitable de la production électrique décarbonée. Cédric Philibert pointe une certaine confusion en France entre les prix d’aujourd’hui et de demain : « Les prix ont été divisés par cinq en six ans. Les élites confondent le prix des installations existantes par rapport au prix des installations qu’on construit demain. On compare ce qui n’est pas comparable. Le solaire est tout prêt d’être compétitif »[16]. Un consensus croissant se constitue autour de la position récemment formulée par l’Agence internationale de l’énergie (AIE) : « renewable technologies are becoming increasingly competitive on a cost basis with alternatives in a number of countries and circumstances », en distinguant bien la compétitivité d’aujourd’hui et celle raisonnablement attendue à court ou moyen terme[17]. (Lire : L’électricité dans le mix énergétique mondial et Énergie éolienne : de son gisement à ses aérogénérateurs).
Cependant Maria van des Hoeven, directrice exécutive de l’AIE, souligne le paradoxe suivant : « Malheureusement, au moment où (les EnR) deviennent une option concurrentielle dans un nombre croissant de cas, les incertitudes politiques et réglementaires sont en hausse dans un grand nombre de marchés clés. Cette situation est due aux préoccupations concernant les coûts de déploiement de ces énergies. Les gouvernements doivent établir une distinction plus claire entre le passé, le présent et l’avenir, car ces coûts baissent au fil du temps. Beaucoup de sources d’énergie renouvelables ne requièrent plus d’incitations financières. Au contraire, elles ont besoin d’un marché qui assure un rendement raisonnable et prévisible pour les investisseurs »[18]. C’est dire que ces fluctuations du niveau et des modalités de soutien au déploiement des EnR constituent un facteur négatif.
Sous ces conditions d’un pilotage national et européen stabilisé des marchés énergétiques, cette perspective de baisse des coûts et d’augmentation des performances des EnR est un signal positif pour une mise en œuvre accrue dans les prochaines années, notamment avec ou par les collectivités locales (Figure 6).
Pour les aider, le ministère de l’Environnement de l’Énergie et de le Mer, l’ADEME et la fondation Heinrich Böll ont mis à leur disposition, courant 2017, un guide intitulé Les collectivités territoriales, parties prenantes des projets participatifs et citoyens d’énergie renouvelable [19]. Le texte s’appuie sur de nombreuses initiatives en cours (Lire : Les territoires à énergie positive – TEPOS : l’exemple du Trièves et Les centrales solaires villageoises en Rhône-Alpes).
Cette conclusion optimiste doit cependant être nuancée pour au moins deux raisons. Les investisseurs ont besoin de disposer des « bons signaux de marché à long terme » pour les énergies concurrentes. Or, souvent, les marchés européens de court terme de l’énergie électrique n’ont pu offrir, au cours ds années 2010, que des signaux incohérents qui ont par exemple incité les producteurs d’électricité à pousser au maximum de leurs possibilités les centrales thermiques au charbon. Pour y remédier, il faudrait, selon la recommandation de la Cour des comptes, dans son rapport sur le paquet Énergie-Climat de janvier 2014, intégrer les coûts complets systémiques dans la politique de développement des énergies renouvelables. Il faudrait aussi en faire de même avec les coûts environnementaux considérables du développement de la production de pétrole à partir des sables asphaltiques, et plus largement des hydrocarbures non-conventionnels, ce qui viendrait atténuer, voire compenser le contre-choc pétrolier de l’année 2014.
Notes et références
[1] Jutand Francis (sous la direction de..) , Dartiguepeyrou Carine, Gaudin Thierry, Verdier Henri, Berhault Gilles, Stiegler Bernard, Balagué Christine, Lescop Denis et autres (2013), La métamorphose numérique: Vers une société de la connaissance et de la coopération, 240 p.
[2] Cette thématique a été notamment abordée, sous différents termes (« smart energy », « développement durable 2.0 », « empowerment », etc…), par plusieurs panélistes lors notamment des tables rondes organisées par les 14èmes Assises nationales de l’énergie des collectivités territoriales à Grenoble du 29 au 31 Janvier 2013. La première s’intitulait « Etes –vous smart ?» Source Internet de ces tables rondes : http://www.assises-energie.net/fr/editions-precedentes/14es-assises-edition-2013/plenieres/index.html
[3] FNCCR, Congrès de Montpellier, Plénière « Les smart grids dans la transition énergétique » http://www.congresfnccr.weavent.fr/pdf/plenieres/p9_smart_grids.pdf,
[4] ERDF, Septembre 2014, Dossier de presse, Linky : Un compteur électrique nouvelle génération,14 p., http://www.erdf.fr/Dossiers_presse_ERDF_detail?actuId=422. Ce texte a été adapté à la situation de 2018.
[5] Cour des Comptes. Rapport 2014, p. 126.
[6] ERDF. Dossier de presse, op. cit, p. 4.
[7] Toutes les dates et précisions sur le contenu de ces étapes ont été extraites par l’auteur de ERDF, Dossier de presse, op. cit.
[8] Lors des 14ème Assises nationales de l’énergie à Grenoble, op. cit. On rappelle qu’une table ronde sur « Les smart grids dans la transition énergétique » avait été organisée lors du Congrès de la FNCCR à Montpellier.
[9] Que choisir, 11 Juillet 2013, Compteur Linky- Le gouvernement l’impose. http://www.quechoisir.org/environnement-energie/energie/electricite-gaz/actualite-compteur-linky-le-gouvernement-l-impose
[10] Selon Thierry SANIEZ, délégué général de l’Association nationale de défense des consommateurs et usagers. Consommation, logement et cadre de vie. (CLCV).
[11] Olivier Sala. 14ème Assises, op. cit.
[12] Source : Conseil Européen, Bruxelles, 23 Octobre2014. http://www.consilium.europa.eu/uedocs/cms_data/docs/pressdata/fr/ec/145364.pdf
[13] Dans la Synthèse de son rapport sur la mise en œuvre du Paquet Energie Climat par la France, la Cour des Comptes emploie le terme d’ « échec avéré » pour qualifier les deux instruments communautaires du Système Communautaire d’Echanges de Quota Européen (SCEQE), et des projets de Captage et Stockage de Carbone (CSC). La faiblesse principale de ces outils s’est manifestée essentiellement par des prix très bas du carbone, constituant « un frein majeur à l’investissement dans la décarbonisation de l’industrie » (p.15)
[14] « NER300, créé en 2010, est ainsi appelé parce qu’il est financé par la vente de 300 millions de quotas d’émissions (EUA) provenant de la réserve destinée aux nouveaux entrants (NER) mis en place pour la troisième phase du système européen d’échange d’émissions (ETS). Les fonds provenant de la vente devraient être distribués aux projets sélectionnés par deux appels à propositions, couvrant respectivement 200 et 100 millions de quotas. » Source : http://eco-industries.poitou-charentes.fr/documents/piece_jointe/Programme_NER_300.pdf
[15] CRE. Rapport annuel 2013, p. 3
[16] La France fuit le photovoltaïque d’après l’Agence Internationale de l’énergie, http://energie.lexpansion.com/energies-renouvelables/la-france-fuit-le-p…
[17] OECD/International Energy Agency, 2014, Renewable Energy Medium-term Market Report, Executive Summary, 16p. http://www.iea.org/Textbase/npsum/MTrenew2014sum.pdf. Ce diagnostic rejoint celui de Michel Cruciani notamment lorsqu’il souligne « la dynamique du secteur, qui est marquée par des évolutions rapides, avec d’importants progrès technologiques, l’arrivée de nouveaux acteurs et des ajustements réglementaires, tous facteurs favorisant la baisse des coûts. Cruciani Michel (2014). Le coût des énergies renouvelables. Paris : IFRI, septembre, 95 p.
[18] Maria van der Hoeven (2014). Les énergies renouvelables sont essentielles à la sécurité énergétique, Energie plus, 15 Septembre, N° 531, page 5.
[19] Energie Partagée, 72 p, PDF Interactif.
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