Fiches thématique réussir la transition énergétique

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Sommaire des fiches
1. Les émissions de GES en France et dans le monde
2. L'objectif « Facteur 4 » et les origines des émissions de GES en France
3. La stratégie bas carbone de la Suède
4. Les consommations de pétrole à réduire en priorité
5. Le panorama de la consommation d’énergie en France
6. Le besoin de R&D dans les technologies alternatives du transport
7. Les enjeux de l'hydrogène
8. L’intensité énergétique
9. Le chauffage électrique performant
10. L'incohérence dans les incitations à la maîtrise de l'énergie
11. Le passeport rénovation
12. La qualité de la fourniture d’électricité
13. Le parc de production électrique français
14. La simplification des procédures administratives
15. La précarité énergétique
16. Les prix de l'électricité français
17. Le rôle de l’énergie dans la réindustrialisation américaine
18. Les technologies du stockage
19. Les premiers enseignements de l'Energiewende
20. La comparaison des situations énergétiques de la France et de l'Allemagne
21. La stratégie bas carbone du Royaume-Uni
22. Les enjeux des EnR variables pour le système électrique
23. Les bénéfices de l'interconnexion européenne
24. L'incohérence des politiques énergétiques et climatiques européennes
25. Les dysfonctionnements du marché européen du CO2
26. La situation des utilities européennes
27. L'évolution des prix de gros et des prix de détail de l'électricité
28. Un signal CO2 fort pour la baisse du recours au charbon
29. L'évolution des modalités de soutien des EnR
30. L'apparition des prix négatifs de l'électricité
31. Les enjeux de l'autoproduction
32. L'obligation de capacité : l'exemple de la France
33. Le rôle fondamental de la puissance pour le système électrique

Les deux tiers des émissions de Gaz à Effet de Serre (GES)
dans le monde liées aux activités énergétiques et indus-
trielles sont des émissions de CO2 : il est donc indispen-
sable de s’intéresser aux origines de ces émissions de CO2
et à la position de la France par rapport aux émissions
mondiales3
.
Il apparaît que la Chine est le 1er
émetteur de CO2 dans le
monde, avec plus d’un quart des émissions en 2012, sui-
vie par les Etats-Unis. L’Union européenne est quant à elle
responsable de 12 % des émissions mondiales, et la France
d’environ 1 %. La lutte contre les émissions de gaz à effet
de serre doit donc être coordonnée au niveau international
pour produire des résultats significatifs.
Alors qu’au niveau mondial, l’électricité, produite majo-
ritairement à partir de sources fossiles (fioul, charbon et
gaz) est fortement carbonée4
et contribue à un peu plus de
40 % de ces émissions, la France ainsi que quelques autres
pays européens tels que la Suède ou la Suisse, ont opté pour
un mix de production d’électricité décarboné (majoritaire-
ment hydro-électrique et nucléaire). Cela permet en par-
ticulier à la France d’émettre seulement 6 tonnes de CO2
par habitant en 2012, alors que le Danemark en émet 8,5 et
l’Allemagne 10, deux pays qui s’appuient encore largement
sur le charbon pour produire leur électricité5
. L’électricité
décarbonée est un levier important de la réduction des
émissions de CO2 dans le monde.
Pour le futur, les scénarios du GIEC6
témoignent d’une
place importante de l’électricité dans le futur bilan énergé-
tique mondial, dans la mesure où l’on aura su décarboner
cette électricité. Pour cela, toutes les technologies seront
requises, qu’elles soient renouvelables, nucléaires et à partir
de centrales fossiles avec captage-stockage du CO2.
Le dernier rapport du GIEC1
montre l’urgence à agir contre le réchauffement climatique mondial dont les effets pourraient
être encore plus négatifs que ceux prévus dans ses évaluations précédentes. En premier lieu des facteurs de ce réchauffement
se situent les émissions de gaz à effet de serre (GES). Or, celles-ci étant constituées au niveau mondial pour trois quarts2
de
dioxyde de carbone (CO2), la lutte contre les émissions de CO2 est essentielle pour contrer - ou a minima ralentir - les effets
annoncés par le GIEC.
1 Fiche Les émissions de GES en
France et dans le Monde
Les émissions de CO2 dans le monde
1
5ème
rapport du Groupe d’Experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC) publié le 31 mars 2014
2
Les autres gaz (méthane, protoxyde d’azote, gaz fluorés) contribuant dans leur globalité pour le dernier quart des émissions de GES (selon l’estimation du GIEC en 2004).
3
En outre, la comptabilisation des GES est plus difficile et moins fréquente que celle du CO2.
4
AIE 2013
5
Moyenne européenne UE 27 : 8,5 tCO2/hab en 2012
6
Rapport d’avril 2014
Origine géographique des émissions de CO2 dans le monde en 2012
Source : UFE selon données BP Statistical Review 2013

Les émissions de ges en France et dans le monde
Les Français émettent sensiblement moins de CO2 par
habitant que la moyenne européenne, alors que le PIB
français est supérieur à la moyenne. Les Français émettent
également moins que leurs voisins allemands pourtant très
avancés dans leur transition énergétique.
LaperformancedelaFranceentermesd’émissionsdeCO2
est donc très bonne par rapport à ses voisins européens.
Cette performance de la France en matière de lutte contre
le changement climatique s’explique principalement par des
émissions de CO2 très limitées dans le secteur de la produc-
tion électrique. En effet, le contenu carbone lié à la produc-
tion d’un kWh est très faible en France. Cela s’explique par le
choix français d’orienter son mix de production électrique
vers des énergies peu carbonées, comme l’hydroélectricité,
le nucléaire et les autres énergies renouvelables (éolien ter-
restre, photovoltaïque).
Grâce à cette spécificité française, le contenu carbone d’un
kWh d’électricité produit en France est nettement plus
faible que dans les pays voisins ou que dans les autres pays
développés, et la France contribue fortement à réduire le
contenu carbone moyen de l’électricité européenne.

De nombreux pays peuvent diminuer leurs émis-
sions de CO2 en réduisant le contenu carbone de leur
électricité.
La France, déjà très performante dans ce domaine, ne dis-
pose donc pas de ce levier, ce qui rend d’autant plus diffi-
cile, pour elle, de réduire davantage les émissions de CO2.
Dans le cas français, les moyens de réduire les émissions
de CO2 liées à la combustion de l’énergie sont principa-
lement la réalisation des transferts d’usages entre éner-
gies, en particulier dans le secteur des transports et du
chauffage, tout en maintenant le niveau bas d’émissions de
son parc de production d’électricité.
La performance française
0
200
400
600
800
1000
ENR Nucléaire Gaz Fioul Charbon
0 0
360
800
960
Source : RTE
En gCO2 / kWh
Contenu CO2 de la production d'électricité par technologie
0 100 200 300 400 500 600 700 800
Suède
France
Espagne
UE 27
Danemark
Italie
Pays-Bas
R-Uni
Allemagne
Pologne
En gCO2 / kWh
Source : AIE
Contenu carbone de l'électricité par pays pour 2011
Emissions de CO2 liées à la production d’électricité par pays en 2011
Contenu CO2 de la production d’électricité par technologie
Contenu co2 de l’électricité par pays pour 2011
0
1000
2000
3000
4000
France Espagne Italie Allemagne UE 27 Etats-Unis Chine
45 71 121
287
1151
2274
3227
Source : AIE
En MtCO2
Emissions de CO2 liées à la production d'électricité par pays en 2010

Les GES sont émis par plusieurs secteurs d’activité. La com-
bustion d’énergie, qui intègre le chauffage et les transports,
émet essentiellement du dioxyde de carbone (CO2), tandis
que l’agriculture émet du méthane (en particulier l’élevage)
et du protoxyde d’azote lié aux
engrais. Les gaz fluorés sont émis
en faible quantité par des usages
industriels spécifiques, mais leur
pouvoir de réchauffement global
est jusqu’à 20 000 fois supérieur
à celui du CO2. Les émissions de
CO2 issues du secteur énergie
représentent la majorité des GES
(74 % en France).
La France est déjà vertueuse en
termes d’émissions de GES : ses
émissions de CO2 par habitant
issues de la combustion d’énergie
représentaient 6 tCO2/hab en 2012,
contre 7 en UE 27, 9 en Allemagne et 10 en moyenne dans
l’OCDE.Atteindreunedivisionpar4desémissionsdeGESde
la France en 2050 représente donc un effort significatif : cela
signifieraitconcrètementd’atteindreunniveaud’émissionsde
139 MtCO2eq en 2050, soit
l’équivalent des émissions
actuelles de la Belgique.
Ce sont cependant les émis-
sions de CO2 issues de la
combustion de l’énergie qui
représentent la majorité des
GES (74 % en France). Elles
proviennentenmajeurepartie
de la combustion d’énergies
fossiles, en particulier le pé-
trole et le gaz, qui concentrent
à eux seuls 86 % des émissions
de GES du secteur énergie.
Depuis que les scientifiques du GIEC ont démontré le rôle de l’activité humaine sur le réchauffement de la planète, propos
complétés par le rapport Stern dénonçant le coût de l’inaction, les pays du G81
se sont fixé un objectif de division des gaz à
effet de serre par quatre d’ici à 2050, par rapport au volume des émissions de l’année 19902
.
2 Fiche
L’objectif « Facteur 4 »
et les origines des
émissions de GES en France
L’origine des émissions de CO2
Impact de l’objectif «Facteur 4» sur les émissions de gaz à effet de serre
Contribution de chaque énergie aux émissions de CO2
en France en 2011
0
200
400
600
1990 2011 2050
Objectif "Facteur 4"
173 141
383
344
En Mt CO2 eq
Emissions de GES liées aux autres secteurs
Emissions de GES liées à l'énergie
Objectif "Facteur 4"
Sources : SOES et calculs UFE
556
485
÷ 4
139
Impact de l'objectif "Facteur 4" sur les émissions de gaz à effet de serre
60 %
25 %
4 %
11 %
Pétrole
Source : Calculs UFE selon SOeS
Electricité*
Charbon
Gaz
Contribution de chaque énergie aux émissions de CO2 en France en 2011
* Emissions liées à l'utilisation de gaz, de pétrole,
et de charbon pour la production d'électricté
1
Etats-Unis, Russie, Japon, Allemagne, France, Royaume-Uni, Italie, Canada.
2
En France, cet objectif a été retranscrit au niveau national dans la « loi de programme fixant les orientations de la politique énergétique ».

L’objectif « Facteur 4 » et les origines des émissions de GES en France
La combustion d’énergie est utilisée dans de nombreux sec-
teurs : le transport, le chauffage, la production d’électricité
ou encore l’industrie.
Les transports, et en particulier le transport routier, ex-
pliquent plus du tiers de ces émissions.
La deuxième source d’émissions est le secteur résidentiel-
tertiaire, qui représente le quart des émissions de GES
issues de la combustion d’énergie en 2011. Cela s’explique
par l’utilisation d’énergies carbonées pour le chauffage
(fioul et gaz).
Répartition sectorielle des émissions de CO2
liées à la combustion d’énergie en 2011
Quelle stratégie bas carbone pour la France ?
La production d’électricité étant d’ores et déjà très peu
carbonée en France (61 gCO2/kWh en 2011 selon l’AIE,
7 fois moins que dans la moyenne OCDE), il y a peu de
gains à attendre de ce secteur. C’est une différence impor-
tante avec d’autres pays européens qui peuvent diminuer
les émissions de CO2 de leur mix électrique en ayant re-
cours à des moyens de production moins carbonés, comme
l’Allemagne où le contenu carbone de la production élec-
trique est près de 8 fois supérieur à celui de la France. Les
principales solutions pour décarboner l’économie française
peuvent être :
• L’amélioration de l’intensité énergétique et une efficacité
énergétique ciblée sur les sources d’énergies carbonées ;
• Les transferts d’usages entre énergies, notamment vers
les énergies pas ou peu carbonées telles que l’électricité
dont la production en France est très peu carbonée : ces
actions permettent de diminuer l’intensité carbone de la
consommation d’énergie dans l’économie, notamment
dans le transport et dans les usages chaleur du bâtiment
(chauffage, eau chaude sanitaire) ;
• Enfin, l’utilisation de nouveaux procédés énergétiques
tels que le biogaz par méthanisation3
: il s’agirait de substi-
tuer les énergies fossiles par des énergies décarbonées pour
la satisfaction des mêmes usages, comme l’utilisation de
biogaz obtenu par méthanisation pour le transport routier.
Au total, la combinaison des actions visant à accroître l’effi-
cacité et l’intensité énergétiques, des transferts d’usages,
et de l’utilisation de nouveaux procédés énergétiques,
permettra de diminuer considérablement le niveau des
émissions de CO2 du pays.
L’enjeu de la décarbonation de la France
n’est pas le secteur électrique
Les émissions du secteur électrique français s’élèvent à
29 MtCO2, soit 6 % des émissions françaises de gaz à
effet de serre.
En d’autres termes,un développement massif des moyens
de stockage d’électricité et des énergies renouvelables
ne permettrait d’atteindre qu’une très faible réduction
d’émissions de CO2.
3
Il s’agit de la fermentation de matières organiques en l’absence d’oxygène
38 %
23 %
19 %
17 %
3 %
Résidentiel - Tertiaire
Industrie manufacturière
358 Mt CO2
Transport
Autres*
Industrie de l'énergie
Répartition sectorielle des émissions de CO2 liées à la combustion d'énergie en 2011
Source : SOeS
* Agriculture, sylviculture, pêche...

Le mix de production électrique suédois repose
essentiellement sur le binôme hydraulique et nucléaire,
qui assure actuellement 85 % de la production totale.
Ce mix est complété par 11 % d’énergies renouvelables
non hydrauliques (7 % de biomasse et 4 % d’éolien). Les
4 % restant, fossiles3
(gaz et fioul en majorité), constituent
une capacité de réserve techniquement indispensable,
compte tenu du fait que le climat scandinave est source
d’importantes fluctuations à la fois pour la production et
la consommation d’électricité.
Concernant le nucléaire, la Suède a voté par referendum
en 1978 un plan de sortie de l’énergie nucléaire sur trente
ans. Ce moratoire a toutefois été levé en 2009, et si le texte
actuel interdit la construction de réacteurs supplémentaires
(10 GW actuellement), il autorise par contre l’augmentation
de leur puissance4
et leur remplacement à terme par des
réacteurs plus performants.
C’est grâce à ce système électrique largement décarboné
que la Suède a pu s’engager dans une politique massive de
transferts d’usages.
La Suède a décidé dès 1991 de poursuivre une stratégie bas carbone. De fait, les émissions de CO2 ont été réduites de 16 %
entre 1990 et 20111
, et la Suède est aujourd’hui le pays de l’OCDE dont les performances climatiques sont les meilleures. Avant
que la France ne s’engage dans une logique bas carbone, il peut être instructif de s’intéresser à l’approche énergétique adoptée
par la Suède.
3Fiche la stratégie
bas carbone de la Suède
une production d’electricite decarbonee
Une croissance économique et une baisse des ges
Evolution du PIB et des émissions de GES de la Suède depuis 1990
0
50
100
150
200
1990 1995 2000 2005 2010
- 16 %
+ 57 %
Source : Eurostat
Indice base 100 = 1990
Evolution du PIB et des émissions de GES de la Suède depuis 1990
Emissions de GES
PIB
1
Source : Summary of GHG emissions for Sweden, UN Climate Change Secretariat
2
Soit une croissance annuelle moyenne du PIB de 2,2 %/an.
3
La part de fossile était encore de 20 % il y a 40 ans.
4
La Suède est le seul pays au monde à avoir procédé à l’augmentation de puissance de réacteurs nucléaires existants (1 GW soit 10 % de la capacité).
Tout en améliorant sa performance climatique, le PIB de
la Suède a augmenté de 57 % sur la période 1990 – 20112
.
La performance suédoise s’explique en grande partie par
une consommation énergétique composée à seulement
39 % d’énergies fossiles (contre 67 % pour la France et
79 % pour l’Allemagne). Le cas de la Suède révèle donc qu’il
est possible de concilier stratégie bas carbone et développe-
ment économique.
La stratégie bas carbone de la Suède peut être résumée en
quatre points :

la stratégie bas carbone de la Suède
Le développement des technologies décarbonées est le
résultat d’une volonté politique ambitieuse appuyée par
une politique fiscale et des dispositifs de financement
efficaces.
Le gouvernement suédois s’est fixé pour objectif de réduire
de 40 % les émissions de GES d’ici à 2020 et de 100 % d’ici à
2050. Pour y parvenir, la Suède a introduit en 1991 une taxe
carbone, modulée en fonction de l’exposition des consom-
mateurs à la concurrence internationale.
Cette taxe s’élève à 120 €/tCO2, un niveau très supérieur aux
5 €/tCO2 du système ETS de l’UE. Cette taxe carbone a été
complétée par une taxe sur l’énergie qui exclut l’électricité.
En contrepartie, les actions de décarbonation font l’objet de
déductions de charges (par exemple de charges sociales pour
les entreprises) et les actions d’économies d’énergie sont
soutenues par l’Energy Conservation Program6
qui intervient
à la fois au plan national et local. Enfin, il existe actuellement
un programme de subvention pour l’éolien offshore.
Comme en France, le transport demeure le secteur le plus
émetteur de GES en Suède. Il absorbe en effet 82 % de la
consommation finale totale de produits pétroliers du pays.
Le transport, encore essentiellement routier, représente
donc l’objectif de recherche prioritaire de l’Agence Suédoise
de l’Energie.
Les verrous technologiques et économiques sont encore
très importants dans le secteur du transport, même en
considérant un niveau élevé de taxation du carbone et des
énergies. Pour l’instant, tant du côté de ses énergéticiens
que de ses industriels de l’automobile, la Suède n’a pas
privilégié une technologie pour décarboner le transport
par rapport aux autres.
Au total, mis à part le secteur du transport qui appelle
encore des progrès en R&D, la Suède est parvenue à réduire
ses émissions de gaz à effet de serre sans austérité et sans
réduction massive du niveau de consommation d’énergie.
Il est donc essentiel de diffuser ce modèle de lutte contre
les émissions de GES.
Contrairement à d’autres pays de l’Union Européenne,
la France possède déjà un mix de production d’électri-
cité largement décarboné. A l’instar de la Suède, elle doit
désormais s’appuyer sur cette énergie pour décarboner son
économie en réalisant des transferts d’usages. Pour cela, il
est nécessaire d’avoir une ambition politique forte et aussi
durable qu’en Suède.
une politique publique ambitieuse mais coherente
l’ultime objectif : les transports
Danslalogiqueclimatique,lestransfertsd’usagesconsistent
à substituer des énergies fossiles par d’autres sources
d’énergie, pas ou peu carbonées. En diminuant la consom-
mation d’énergies fossiles, ces substitutions permettent
également d’améliorer l’indépendance énergétique. La Suède
a été particulièrement volontariste dans ce domaine.
La consommation de l’industrie, secteur le plus énergivore
en Suède5
, est composée à 77 % d’électricité et d’EnR ther-
miques (bois et biomasse en l’occurrence). Les 23 % restants
sont en grande partie liés à des usages spécifiques aux éner-
gies fossiles, tels que la métallurgie ou la chimie.
L’électricité et les EnR représentent 92 % de l’énergie
totale consommée par le secteur tertiaire et 98 % de celle
consommée par le secteur résidentiel. Le fioul et surtout
le gaz ont été presque totalement éradiqués dans ce sec-
teur, grâce à une modification profonde des systèmes de
chauffage. Ceux-ci se répartissent désormais entre électri-
cité classique, pompes à chaleur et cogénération/biomasse.
L’une des conséquences de ces transferts d’usages massifs
est de faire du Suédois le premier consommateur d’électri-
cité de l’Union Européenne avec 16,4 MWh / habitant en
2011, contre 8,9 pour un Français.
des transferts d’usages audacieux
5
Proportionnellement plus qu’en Allemagne (35 % de la consommation totale d’énergie en Suède contre 29 % en Allemagne).
6
Qui dispose de 2 Mds de SEK sur 3 ans (soit 1 % du PNB). Les économies possibles sont estimées à 30 %.

La priorisation des actions de réduction des consomma-
tions de pétrole vise à faire apparaître les actions les plus
pertinentes, principalement en termes d’investissement et
de potentiel d’économie d’émissions de CO2, et d’en visuali-
ser l’impact. Dans un contexte d’investissements contraints,
cette hiérarchisation devient nécessaire car elle seule permet
de proposer des éléments de politique publique qui soient
compatibles avec les ressources économiques et avec les
objectifs de réduction des émissions de CO2.
L’UFE a analysé les actions selon deux facteurs :
• Les quantités de CO2 qu’elles permettent d’éviter ;
• Leur coût moyen, exprimé en €/tCO2 évité, qui est leur
coût complet1
rapporté aux quantités de CO2 qu’elles per-
mettent d’éviter.
La combinaison de ces deux facteurs permet de déterminer les
actions les plus efficaces à privilégier en priorité dans une stra-
tégie bas carbone, c’est-à-dire celles qui procurent les potentiels
de réduction de CO2 les plus conséquents par euro dépensé.
Dans un objectif de stratégie bas carbone, il est incontournable de réduire considérablement la consommation de pétrole, celle-ci
étant à l’origine de 60 % des émissions de CO2 de la France. Afin d’orienter le consommateur vers les énergies les moins carbonées
(biomasse, électricité décarbonée et gaz), il est nécessaire de procéder à l’identification et la classification par ordre de priorité des
actions les plus pertinentes qui peuvent être réalisées. L’UFE a réalisé ce classement dans les secteurs du bâtiment et des transports,
étant donné qu’ils concentrent à eux seuls les deux tiers des émissions de CO2 de la France.
4 Fiche
Les consommations de
pétrole à réduire
en priorité
Principe d’une priorisation des actions
Les secteurs cibles
La consommation de pétrole est aujourd’hui en grande par-
tie liée au secteur des transports, en particulier routiers, et
au chauffage du secteur résidentiel-tertiaire2
.Couvrant à eux
deux 60 % des émissions de CO2 de la France en 2011, l’UFE
a choisi de concentrer son analyse sur ces deux secteurs en
particulier pour établir le classement des actions de réduc-
tion de la consommation de pétrole par ordre de priorité.
Il s’agit plus précisément de considérer 2 grandes familles
d’actions :
Dans le cas du bâtiment (secteur résidentiel-tertiaire), les
actions étudiées sont : les changements de modes de chauf-
fage, la mise en place d’actions sur le bâti (isolation intérieure
et extérieure, double vitrage, isolation des combles…), la mise
en place d’actions de régulation (automatisme de l’éclairage...),
ou encore des actions sur les équipements du logement (éclai-
rage LED, électroménager performant,…). Ces mesures sont
étudiées isolément ou sous forme de bouquet. Par ailleurs,
une attention particulière est portée à l’ordre dans lequel ces
actions sont effectuées. Par exemple, il vaut mieux isoler les
combles d’un logement avant d’en changer la chaudière pour
ne pas surestimer le dimensionnement de cette dernière.
Dans le cas des transports routiers, outre la distinc-
tion classique entre transport de marchandises et transport
de voyageurs, l’analyse différencie, au sein des transports de
voyageurs, les transports « locaux » (déplacement inférieur à
50 kilomètres), et les transports « longue distance » (déplace-
mentsupérieurà50kilomètres).Lesalternativesàl’usaged’unvé-
hiculethermiquenesonteneffetpassimilairesdanslesdeuxcas.
Les différentes actions alternatives à l’usage d’un véhicule
fonctionnant à partir de produits pétroliers sont les suivantes :
• pour le transport de marchandises : substitution des ca-
mions diesel par des camions fonctionnant à partir de gaz
(GNV)3
, ou transfert vers le fret ferroviaire ;
•pour le transport local de voyageurs : remplacement des véhi-
cules particuliers traditionnels par un véhicule électrique, un
véhicule hybride rechargeable, ou par un véhicule thermique
économique (2 L/100 km), ou hypothèses de transferts mo-
daux vers les transports en commun : tramways, bus ou métros ;
• pour le transport longue distance de voyageurs : remplace-
mentdesvéhiculesparticulierstraditionnelsparunvéhiculehy-
bride rechargeable ou par un véhicule thermique économique
(2 L/100 km), ou report modal vers une nouvelle ligne de TGV.
1
Par exemple, pour le passage d’un chauffage au fioul à un chauffage par pompe à chaleur (PAC), le coût complet sera égal au surcoût de l’investissement (c’est-à-dire l’investissement dans la
PAC moins l’investissement de renouvellement si le consommateur avait conservé son chauffage au fioul) additionné à l’écart de facture énergétique (c’est-à-dire les dépenses en énergie liées
à l’utilisation de la PAC moins les dépenses en fioul si le consommateur avait conservé son chauffage au fioul). Ce coût prend aussi en compte la durée de vie des installations, la nécessité de
nouvelles infrastructures (cas des transports), ainsi qu’un taux d’actualisation du capital.
2
Sachant que l’énergie utilisée pour l’eau chaude sanitaire est dans la très grande majorité des cas la même que celle choisie pour le chauffage.
3
Comme c’est déjà le cas aux Etats-Unis notamment
GAZ ÉLECTRICITÉ EnR
Bâtiment
(Fioul domestique)
GAZ ÉLECTRICITÉ BIOCARBURANT
Transport routier
(Essence et gazole)

résultats dans le secteur résidentiel et tertiaire
0
100
200
300
400
500
Secteur privé
Secteur public
Commerces énergivores
Santé
Enseignement
3 MtCO2
Source : Calculs UFE
Comparaison d’actions dans le secteur tertiaire chauffé au fioul - Rénovation lourde
Bureaux énergivores
Locaux
sportifs
Bureaux moyens
Commerces
moyens
En € / tCO2 évitée
résultats dans le secteur des transports
-100
-50
0
50
100
150
200
250
Camions au gaz (GNV)
Fret ferroviaire
13 MtCO2
9 MtCO2
Comparaison d’actions pour le transport de marchandises
0
500
1000
1500
2000
2500
Transport collectif local
Transport individuel
Transport collectif longue distance
Véhicules 2 L / 100km
Hausse du remplissage
des TGV existants
Tramway
7 Mt CO2
Comparaison d’actions pour le transport de voyageurs
Véhicules
hybrides
Nouvelle ligne
de TGV
Véhicules électriques
à faible usage
( < 5000 km / an)
Nouvelle
ligne de bus
10 Mt CO24 Mt CO2 20 Mt CO2 5 Mt CO2 5 Mt CO2 14 Mt CO2
Comparaison d’actions
pour le transport de marchandises
Comparaison d’actions dans le secteur tertiaire
chauffé au fioul Rénovation lourde
Comparaison d’actions
pour le transport de voyageurs
pour une maison individuelle4
chauffée initialement
au fioul domestique, l’efficacité des différentes actions de
réduction est très contrastée. Ainsi, la mise en place d’un
système d’eau chaude sanitaire solaire thermique entraîne
une très faible réduction d’émissions de CO2 (1 Mt) alors
que le coût de l’action demeure très élevé, tandis que l’iso-
lation des combles réduit le besoin de chauffage et induit la
mise en place d’une chaudière gaz à condensation rentable
et bien dimensionnée, permettant d’économiser 7 MtCO2.
L’installation d’une pompe à chaleur air/eau permet d’at-
teindre le plus grand gisement d’économie de CO2 (11 Mt)
pour un coût restant modéré.
pour le parc tertiaire chauffé au fioul domestique, on
constate que le gisement d’économie de carbone atteignable
par la mise en place d’un grand nombre d’actions dans le
cadre d’une rénovation lourde est très faible : secteurs pu-
blic et privé confondus, la réduction de CO2 ne s’élève qu’à
3 MtCO2, bien loin des gains potentiellement atteignables
dans le chauffage résidentiel. Les actions à privilégier se
situent dans les bâtiments classés énergivores des activités
de commerce, qui présentent le meilleur rapport gisement
atteint et coût par tCO2 évitée.
Pour le transport de marchandises, la substitution du
quart des camions diesel actuels par des camions alimentés
par GNV permettrait une réduction d’environ 9 MtCO2,
tout en étant rentable. A titre de comparaison, un transfert
équivalent du fret routier vers le fret ferroviaire économi-
serait près de 13 MtCO2, mais le coût serait bien plus élevé.
Le développement des technologies de camions au GNV
doit donc être une mesure à encourager, permettant en
outre une amélioration considérable en termes de qualité
de l’air comparé à l’usage du diesel.
Pour le transport de voyageurs, qui constitue la source
potentielle de réduction de carbone la plus importante, les
actions les plus pertinentes en termes de coût et d’économie
de CO2 engendrée sont celles liées à la substitution des véhi-
cules particuliers thermiques traditionnels par d’autres types
de véhicules, en particulier les véhicules hybrides rechar-
geables et les véhicules thermiques avec moteur ne consom-
mant que 2 litres de carburant pour 100 kilomètres, sous
réserve d’une baisse substantielle du coût de ces technologies.
A l’opposé, mettre en place une nouvelle ligne de tramway
ou de bus en milieu urbain engendrerait des coûts très élevés
pour une réduction d’émissions de CO2 relativement limitée.
Les consommations de pétrole à réduire en priorité
4
Afin de faciliter la lecture graphique, les résultats indiqués ici ne concernent que les logements à performance énergétique moyenne.
-400
-200
0
200
400
600
800
1 000
Rénovation lourde
Chaudière gaz
à condensation
Isolation
des combles
PAC Air / Eau
9 MtCO2
11 MtCO2
4 MtCO2
7 MtCO2
1 MtCO2
ECS solaire thermique
Gains liés aux actions sur une maison individuelle chauffée au fioul
Gains liés aux actions sur une maison
individuelle chauffée au fioul

En 2012, l’utilisation d’énergie finale en France se décompose de la manière suivante :
Comme dans l’ensemble des pays développés, la consom-
mation finale d’énergie a crû de manière quasi ininterrom-
pue en France, mais depuis 2000, elle s’est stabilisée avec un
décrochage très ponctuel en 2009. Son évolution s’explique
par la corrélation historique entre développement écono-
mique et consommation d’énergie :
5Fiche
Une consommation d’énergie qui stagne après une hausse quasi continue depuis 1980
Répartition de la consommation finale d’énergie par source
en France en 2012
Répartition de la consommation finale d’énergie par secteur
en France en 2012
0
400
800
1 200
1 600
2 000
1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010
PIB en Md€
Consommation d'énergie en TWh
Consommation d'énergie
Source : SOeS et Insee
PIB
Evolutions du PIB et de la consommation finale d'énergie en France
La prédominance du pétrole dans la consommation d’énergie française
Répartition de la consommation finale d'énergie par source en France en 2012
Source : SOeS
Pétrole
42 %
EnRt
10 %
Gaz
21 %
Electricité
24 %
Charbon
3 %
21 %
30 %
14 %
32 %
3 %
Résidentiel
Tertiaire
1796 TWh
Industrie
Agriculture
Transports
Répartition de la consommation d'énergie par secteur en France en 2012
Source : SOeS
Source : SOeS et Insee
Source : SOeS
Comprendre et analyser la structure de la consommation d’énergie est indispensable afin de bien identifier les enjeux liés à la
transition énergétique et les secteurs à cibler dans le cadre d’une stratégie bas carbone. Il s’avère que le pétrole est l’énergie la plus
consommée en France (42 % de l’énergie totale consommée), principalement pour un usage de transport et de chauffage.
Evolution du PIB de la consommation finale d’énergie en France
Le panorama de la
consommation d’énergie
en France

Le panorama de la consommation d’énergie en France
La première source d’énergie utilisée aujourd’hui en France
est le pétrole, qui représente 42 % de la consommation to-
tale d’énergie, suivie par l’électricité (24 %) et le gaz (21 %).
Cette prédominance du pétrole dans la consommation to-
tale d’énergie s’observe depuis plusieurs décennies.
Le secteur économique qui consomme le plus d’énergie en
France est celui des transports : il représente le tiers de la
consommation totale d’énergie finale en France en 2012,
suivi de près par les secteurs résidentiel et industriel.
Le transport, 1er
usage de produits pétroliers
Cette part importante du secteur des transports est le
corollaire du poids élevé de la consommation de produits
pétroliers dans la consommation totale d’énergie. En effet,
70 % des produits pétroliers sont consommés par le sec-
teur des transports.
Le mode de transport représentant la plus grande part
de la consommation d’énergie est le transport routier : il
représente à lui seul, en 2012, 95 % de la consommation
d’énergie des transports, part relativement stable dans le
temps.
Représentant 45 % de la consommation totale d’énergie finale
en 2012, le secteur résidentiel-tertiaire consomme 17 % du
total des produits pétroliers en 2012 et 65 % de la consom-
mation totale de gaz, pour un usage destiné au chauffage des
locaux.
En 2012, l’énergie totale utilisée par le chauffage dans le
secteur résidentiel-tertiaire représente 389 TWh, toutes
énergies confondues, soit 22 % de l’énergie totale consommée.
Par source d’énergie, l’utilisation de chauffage au gaz repré-
sente près de la moitié de la consommation d’énergie, suivie
par les énergies renouvelables thermiques (chauffage au bois),
le fioul domestique et l’électricité. 65 % de l’énergie utilisée
pour le chauffage provient donc de combustibles fossiles, dont
19 % pour le fioul qui est, de loin, le plus grand émetteur de
CO2.
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
1981 1986 1991 1996 2001 2006 2011
Pétrole
Electricité
Gaz
EnRt
Charbon
Mtep
Source : SOeS
Evolution de la consommation finale d'énergie en France, par source d'énergieEvolution de la consommation finale d’énergie en France,
par source d’énergie
Répartition de la consommation finale de produits pétroliers en France en 2012
Source : SOeS
Industrie
8 %
Agriculture
5 % Transport
70 %
Résidentiel-
Tertiaire
17 %
Répartition de la consommation finale de produits
pétroliers en France en 2012
Le chauffage, 2ème
usage de produits pétroliers
artition de la consommation d'énergie pour le chauffage dans le secteur résidentiel-tertiaire en France en 2012
Source : Calculs UFE selon données SOeS
Pétrole
19 %
EnRt
21 %
Gaz
46 %
Electricité
13 %
Charbon
1 %
Répartition de la consommation d’énergie pour le
chauffage dans le secteur résidentiel-tertiaire en 2012
Source : SOeS

Pour appréhender correctement les enjeux de la décarbo-
nation du secteur du transport, en particulier routier, on
distingue généralement le transport de marchandises du
transport de voyageurs. Le graphique montre que les gise-
ments les plus importants sont le transport de marchan-
dises (39 % des émissions de CO2 du transport) et, plus
important encore, le volet mobilité locale du transport de
voyageurs (48 % des émissions de CO2 du transport).
Le GNV au secours de la décarbonation du transport
de marchandises
Le transport de marchandises représente 39 % des émissions
de CO2 du transport. A l’heure actuelle, les principales substi-
tutions possibles vers des technologies moins carbonées sont :
• Le transfert du fret routier vers le fret ferroviaire
• La substitution des camions à carburant pétrolier par des
camions alimentés au gaz (gaz naturel pour véhicules – GNV)
Le fret ferroviaire est une solution connue de longue date.
En 1990, il représentait 19 % du transport de marchandises.
Cependant, ce mode de transport n’est pas parvenu à
s’étendre, mais a, au contraire, décliné depuis : il ne re-
présente plus que 9 % du transport de marchandises au-
jourd’hui en France. Les coûts de logistique induits par le
transport multimodal et la gestion des ruptures de charge
qu’il génère, sont les deux principales raisons de ce déclin.
Le fret ferroviaire reste intéressant en termes de décarbo-
nation du transport de marchandises, dans la mesure où
les convois ferroviaires sont alimentés par une électricité
très peu carbonée en France. Toutefois, sans une politique
publique volontariste, il ne semble pas en mesure de se dé-
velopper à court comme à moyen terme.
A l’heure actuelle, la technologie la plus prometteuse ré-
side dans les camions utilisant du gaz naturel. Il s’agit d’une
technologie disponible dont le surcoût par rapport aux
camions classiques est limité. En effet, si une motorisation
au gaz requiert un investissement initial plus important
qu’une motorisation à essence, le prix du gaz est inférieur à
celui des carburants pétroliers. Cela permet de rentabiliser
rapidement les camions au gaz. L’exemple emblématique
d’un développement rapide de ce mode de transport est
celui des Etats-Unis : étant donné le prix très compétitif
du gaz américain par rapport aux autres énergies depuis
l’exploitation de gaz de schiste, les camions au gaz sont plus
compétitifs et de nombreuses compagnies de transport de
marchandises ont franchi le pas de la substitution.
Le recours à ce nouveau type de camions permettrait
d’améliorer la qualité de l’air sans recours à des systèmes
complexes de dépollution, d’améliorer le bilan carbone du
transport et ce, d’autant plus substantiellement que l’on
aura recours à une proportion plus grande de biométhane
incorporé dans le gaz naturel. Cependant, le développe-
ment de cette technologie à grande échelle nécessite la mise
en place d’une infrastructure de distribution de gaz natu-
rel sur l’ensemble du territoire, réseau qui demeure encore
marginal aujourd’hui en France.
En France, le transport est le secteur le plus émetteur de dioxyde de carbone (CO2), avec 138 MtCO21
, soit 38 % des émissions
nationales de CO2. Le transport routier est le principal responsable de cette situation, avec 95 % des émissions du secteur. Le
gisement potentiel de réduction des émissions de CO2 du secteur du transport est donc considérable. La lutte contre le change-
ment climatique passe nécessairement par la réduction des émissions de CO2 dans le transport routier, secteur qui nécessite des
efforts de R&D.
Le besoin de R&D dans les
technologies alternatives
de transport
39 %
138 Mt CO2
Source : Calculs UFE selon données SOeS
67 Mt CO2
17 Mt CO2
54 Mt CO2 Transport de marchandises
( 39 % )
Transport de voyageurs
longue distance
( 13 % )
Transport de voyageurs
mobilité locale
( 48 % )
Répartition des émissions de CO2 liées au transport en 2011
A chaque usage ses solutions
1
Sur un total de 338 MtCO2 en 2011.
Emissions de CO2 du transport routier en France en 2011
6Fiche

Les choix technologiques à venir
Concernant le transport de voyageurs, deux leviers d’ac-
tion sont à considérer : les transports en commun et les
véhicules particuliers.
Les transports collectifs
Si les tramways et les métros représentent des coûts de
réduction des émissions de CO2 très élevés et ne consti-
tuent donc pas une solution universelle, la substitution des
flottes de bus utilisant de l’essence par des bus électriques
ou par des bus utilisant du GNV semble très pertinente.
En effet, la distance parcourue par ces véhicules est impor-
tante, permettant ainsi une rapide rentabilisation du coût
initial. De plus, le besoin en infrastructures de bornes de
rechargement ou de pompes est limité, puisqu’elles sont
installées dans les centres de dépôt.
Les véhicules particuliers
En revanche, concernant les véhicules particuliers, il est
nécessaire de rappeler que le secteur automobile est un
secteur de temps longs, en raison de la durée de vie impor-
tante des véhicules (14 ans en moyenne). La pénétration
de véhicules performants est donc structurellement lente.
Pour les véhicules thermiques classiques, l’amélioration
des rendements des moteurs ne semble pas être en mesure
de réduire la consommation à un niveau de 2 l/100km à
des coûts pertinents d’ici 20502
. Pour la plupart des tech-
nologies alternatives, des évolutions sont à envisager sur le
long terme car elles ne sont pas encore matures. Il est donc
essentiel de favoriser dès maintenant la R&D dans les tech-
nologies alternatives.
A l’heure actuelle, un certain nombre de technologies pas
ou peu carbonées existent pour les véhicules particuliers:
• Les véhicules électriques
• Les véhicules à hydrogène3
• Les véhicules hybrides dits « stop and go »
• Les véhicules hybrides rechargeables dits « plug-in »
Les véhicules électriques et les véhicules à hydrogène
permettent d’éviter les émissions de CO2, à condition
que l’électricité utilisée soit décarbonée (produite à partir
d’énergie d’origine renouvelable ou nucléaire). Si la tech-
nologie des véhicules à hydrogène n’est pas encore assez
mature aujourd’hui pour être industrialisée, certains mo-
dèles de véhicules électriques sont déjà sur le marché auto-
mobileàdesprixraisonnables.Enrevanche,unvéhiculepur
électrique ne peut pas à court terme se substituer pleine-
ment à un véhicule à essence classique. En effet, l’autono-
mie des batteries de ces véhicules est encore relativement
faible, ce qui limite leur utilisation à des déplacements lo-
caux. La substitution complète des véhicules à essence par
des véhicules électriques est donc conditionnée à des efforts
de R&D importants qui doivent permettre de diminuer les
coûts et d’améliorer l’autonomie des batteries des véhicules
électriques. Par ailleurs, il faut signaler que ces deux tech-
nologies vont probablement nécessiter la construction d’un
réseau d’infrastructures de rechargement soit d’électricité,
soit d’hydrogène.
Dans l’immédiat, hormis les véhicules 100 % électrique, la
seule technologie permettant de réduire significativement
les émissions de CO2 à court et moyen terme et à un coût
raisonnable semble être le véhicule hybride rechargeable4
.
Disposant d’une autonomie de 30 à 50 kilomètres, les véhi-
cules équipés de cette technologie permettent de réaliser
la grande majorité des déplacements en mode électrique
(trajets courts et trajets domicile-travail) tout en permet-
tant de réaliser des déplacements longs grâce au moteur
thermique. Le surcoût de cette technologie est donc limité,
malgré le besoin d’infrastructures de bornes de rechar-
gement, besoin moins aigu puisque le fonctionnement
en mode thermique reste possible tout en étant capable
d’assumer tous les usages d’un véhicule classique.
Pour les technologies alternatives (pur électrique, hydro-
gène…), les évolutions sont à envisager sur le long terme car
elles ne sont pas encore matures et exigent que de nombreux
verrous technologiques soient levés. Il est donc essentiel de
favoriser dès maintenant la R&D dans ces technologies.
Cependant, privilégier dès à présent une technologie par
rapport à une autre pourrait se transformer en une véri-
table erreur de stratégie industrielle. Un mauvais choix
pourrait en effet aboutir à la construction d’un réseau
d’infrastructures inutiles. A l’inverse, lorsque certaines
incertitudes seront levées, un non-choix qui freinerait le
développement serait également regrettable. Le choix de
la technologie bas carbone dans le transport de voyageurs
devra alors se déployer le plus rapidement possible. En at-
tendant, des efforts de R&D sont attendus sur chacune des
technologies pour lever les incertitudes au plus vite.
2
A raison d’une moyenne de consommation actuelle de 6,8 l/100 km et d’une amélioration des rendements des moteurs inférieure à 1 %/an sur les vingt dernières années, les moteurs 2 l/100 km ne
devraient pas être disponibles au niveau industriel avant la fin du siècle, sauf rupture technologique majeure.
3
Nous n’insistons pas sur les véhicules au biocarburant car cette technologie comporte des problèmes plus globaux, notamment les conflits dans l’affectation des sols sauf pour le biomé-
thane issu de déchets ou de cultures intercalaires.
4
Quant à la technologie hybride « stop and go », même si elle permet des économies de carburant, elle maintient une consommation trop importante pour atteindre une partie significative
du gisement de CO2 du secteur du transport.
Le besoin de R&D dans les technologies alternatives de transport

La transition vers une économie bas carbone se heurte au défi du stockage de l’énergie, en particulier électrique, car il est
difficile et coûteux. Seul le stockage d’énergie par les stations de pompage (STEP) est économiquement pertinent, mais son
développement est géographiquement contraint.
Un autre vecteur énergétique potentiellement non carboné doit être examiné : l’hydrogène. Il présente en effet le double inté-
rêt de pouvoir être produit par électrolyse de l’eau, offrant ainsi un débouché à la production d’électricité et notamment à la
production renouvelable intermittente en excès, et de pouvoir être utilisé directement ou indirectement pour répondre aux
besoins d’énergie.
C’est ainsi qu’un intérêt croissant se porte sur l’hydrogène depuis plusieurs années, aussi bien pour la recherche visant la mise
au point d’électrolyseurs plus performants, que pour les modes d’utilisation par combustion et par production d’électricité ou
de chaleur au moyen de piles à combustible. Le Commissariat à l’Energie Atomique (CEA) étudie cette technologie depuis la
fin des années 1990 pour en renforcer l’intérêt économique.
Si ces travaux aboutissent, l’hydrogène pourra se substituer aux énergies fossiles dans plusieurs usages de l’énergie, contri-
buant à la décarbonation de l’économie : dans le transport en substitution au pétrole, dans la chaleur par utilisation directe
(mélange avec le gaz naturel) et indirecte (méthanation) ; et le tout avec l’avantage, comme tout gaz, d’être stockable.
7 Fiche
Les enjeux de l’Hydrogène
L’enjeu de la production décarbonée d’hydrogène
L’usage de l’hydrogène dans le transport et dans le réseau de
gaz naturel est conditionné par le procédé de la production
d’hydrogène (il ne doit pas émettre de gaz à effet de serre)
et par le coût de son utilisation (qui doit être compétitif par
rapport aux autres énergies pour les mêmes usages).
A l’heure actuelle, l’hydrogène est déjà utilisé dans la
chimie, essentiellement pour produire de l’ammoniaque.
Ce sont 900 000 tonnes d’hydrogène qui sont produites
chaque année en France pour les besoins de l’indus-
trie chimique. N’existant pas à l’état naturel, il doit être
fabriqué à partir d’une source d’énergie primaire. Le procé-
dé de production le moins coûteux aujourd’hui consiste à
« craquer » du méthane, ce qui libère du CO21
. Dans le
cadre d’une logique de stockage d’énergie, il est fondamen-
tal de s’affranchir des émissions de CO2 dans la production
d’hydrogène, et donc de favoriser le procédé de l’électrolyse.
Celui-ci consiste à séparer l’eau en dioxygène et en dihydro-
gène2
au moyen d’une circulation d’électricité. Ce procédé
n’émet pas de gaz à effet de serre dès lors que l’électricité
nécessaire est décarbonée et il peut se reproduire à l’infini
puisqu’il n’exige que de l’eau, de l’électricité et de la chaleur.
Ce procédé est connu, mais ne représente qu’une très faible
proportion de l’hydrogène produit en France3
et dans le
monde. Par ailleurs, la contrainte économique est majeure.
Le coût de la production d’hydrogène par électrolyse peut
s’élever aujourd’hui jusqu’à 800 €/MWh4
. Les électrolyseurs
sont onéreux car ils ne sont pas fabriqués en grande sé-
rie et ont une durée de vie relativement faible. De plus, la
quantité d’électricité nécessaire à la réaction est importante5
.
L’enjeu majeur de R&D pour faire de l’hydrogène un fac-
teur performant de décarbonation de l’économie consiste
donc à faire baisser les coûts de l’électrolyse.
1
La production d’hydrogène est responsable de 1 à 2 % des émissions de CO2 en France. L’enjeu de la production décarbonée de l’hydrogène concerne donc aussi le secteur industriel.
2
Si on parle toujours d’hydrogène par abus de langage, il s’agit bien du dihydrogène.
3
Ce procédé est utilisé pour produire de l’hydrogène pur et représente entre 1 et 4 % de la production totale d’hydrogène selon le CEA et l’IFP.
4
Source : « Les technologies de l’hydrogène au CEA », CEA, 2012
5
Pour des électrolyses à basse température, l’électricité représente 80 % du coût de production de l’hydrogène selon le CEA.

Les enjeux de l’hydrogène
L’hydrogène dans le transport
L’hydrogène dans le gaz naturel : l’hythane
Dans le cas de la France, où 38 % des émissions de CO2
proviennent de la combustion d’énergies fossiles dans le
transport, l’impératif climatique implique de s’intéresser à
l’alternative que constitue l’hydrogène6
comme carburant.
Si l’usage de l’hydrogène dans le transport terrestre est en-
core freiné par de nombreuses contraintes technico-écono-
miques, ce vecteur énergétique est utilisé depuis de nom-
breuses années comme combustible pour la propulsion des
fusées. Aujourd’hui, de grands constructeurs automobiles
(Daimler, Hyunday, Nissan, Ford, …) sont sur le point de
proposer des automobiles à hydrogène sur le segment haut
de gamme avant peut-être de descendre sur l’échelle des
segments ; ils tirent ainsi parti des travaux réalisés depuis
plusieurs années et du retour d’expérience des premières
réalisations (utilitaires légers, autobus). Ces constructeurs
ont fait le choix de la propulsion électrique utilisant l’élec-
tricité produite par une pile à combustible embarquée ali-
mentée par l’hydrogène contenu dans un réservoir haute
pression. L’hypothèse du moteur à combustion utilisant
l’hydrogène comme carburant a, semble-t-il, été abandon-
née par les constructeurs qui l’avaient un moment envisagée,
tels que BMW. D’autres segments d’utilisation ont également
le vent en poupe, par exemple les chariots élévateurs ; les
aéroports de Montréal et de Vancouver se sont dotés de tech-
nologies alimentées à l’hydrogène (les navettes, les véhicules
de transport de passagers et les véhicules utilitaires).
L’hydrogène peut être utilisé comme combustible dans le
transport grâce à deux technologies distinctes : le moteur à
combustion interne et la pile à combustible.
Le principe du moteur à combustion interne est le même que
celui des moteurs à essence. La pile à combustible permet
quant à elle de créer de l’électricité, de la chaleur et de l’eau à
partir du dihydrogène et du dioxygène. Selon l’IFPEN7
, l’avan-
tage de l’utilisation de l’hydrogène est qu’il libère 2,8 fois plus
d’énergie que l’essence, à poids équivalent. L’hydrogène peut
ainsi contribuer à la décarbonation de la mobilité avec l’avan-
tage non négligeable d’une autonomie comparable à celle des
véhicules à essence. Encore faut-il pouvoir disposer de piles à
combustible à un coût abordable car c’est la pile à combustible
qui constitue la plus grande partie du surcoût du véhicule à
hydrogène par rapport au véhicule à pétrole : le prix d’un véhi-
cule à hydrogène commercialisé est annoncé aux environs de
50 000 €, dont la moitié correspond à la pile à combustible.
Il est primordial de poursuivre la R&D sur la pile à combus-
tible et sur la substitution de ses composants les plus chers pour
atteindre un niveau de prix rivalisant avec celui des véhicules
à essence. Cela nécessite de diviser par dix le coût de la pile à
combustible.
Par ailleurs, quel que soit le choix technologique envisagé,
l’usage de l’hydrogène dans le transport routier devra s’af-
franchir de deux contraintes majeures. En premier lieu, la
densité de l’hydrogène est si faible qu’il est nécessaire de le
compresser à de très hauts niveaux de pression. Cela en-
traîne à la fois des pertes de rendement dans la production
d’hydrogène, puisque la compression est un procédé éner-
givore, et l’installation de réservoirs imposants et coûteux.
La deuxième contrainte, de taille également, est l’installa-
tion d’un réseau de distribution d’hydrogène qui devra ac-
compagner le développement des technologies hydrogène.
La substitution des produits fossiles par l’hydrogène dans le
transport est donc coûteuse, et elle ne se fera pas sans les inno-
vations technologiques nécessaires à une viabilisation de son
modèle économique. Il est donc urgent de favoriser la R&D
danslestechnologiesdestockagemobileetfixedel’hydrogène.
L’hydrogène peut également être mélangé au méthane dans
le réseau de gaz naturel. Le mélange de l’hydrogène et du
gaz naturel forme l’hythane8
. Ce gaz peut être utilisé pour le
chauffage, mais aussi pour les véhicules fonctionnant avec
des moteurs au gaz, dès lors que les adaptations nécessaires
ont été faites sur les installations.
L’intégration de l’hydrogène dans le gaz naturel offre une
solution flexible de stockage d’énergie permettant de valo-
riser l’électricité. Cela permet non seulement de sécuriser le
système électrique lors des situations d’excès de production
des EnR fatales, mais l’hythane émet moins de CO2 que le
gaz naturel. Le développement de la production d’hythane
est aujourd’hui confronté au coût de production élevé de
l’hydrogène par électrolyse.
Une autre transformation de l’hydrogène est possible, la
combustion grâce à la méthanation. Ce procédé consiste à
obtenir du méthane et de l’eau par co-électrolyse de CO2 et
d’eau. Là aussi, l’équation économique est clé : même avec
un coût de production de l’hydrogène optimiste, le coût du
méthane ainsi produit est plusieurs fois supérieur à celui
du prix sur le marché du gaz.
6
Il faut cependant garder à l’esprit que substituer la totalité des hydrocarbures consommées par le secteur du transport par de l’hydrogène implique de produire environ 16 millions de
tonnes d’hydrogène, soit environ vingt fois plus qu’aujourd’hui.
7
Institut Français du Pétrole et des Energies Nouvelles
8
L’Hythane est formé à 80% de gaz naturel et 20% d’hydrogène. Au niveau de consommation actuel, il est donc possible de mélanger environ deux millions de tonnes d’hydrogène au gaz
naturel, soit deux à trois fois le niveau de production d’hydrogène actuel.

Deux effets conjugués expliquent cette amélioration de
l’intensité énergétique française :
les innovations dans les moyens de production et
dans les usages d’énergie : les entreprises ont en effet
depuis longtemps mis en œuvre des actions cherchant à
réduire leur consommation d’énergie, en particulier pour
faire face aux deux chocs pétroliers des années 1970 et à
l’explosion des prix du pétrole. Les exemples embléma-
tiques de ces actions se retrouvent dans les rendements des
moteurs des véhicules thermiques, qui se sont améliorés de
0,8 % par an en moyenne depuis les années 1980. D’autres
innovations visant à réduire la consommation d’énergie
se sont également généralisées à l’ensemble de l’économie,
comme par exemple le passage des ampoules à incandes-
cence aux ampoules basse consommation et aux LED, qui
a permis une économie d’énergie de grande échelle pour
un même niveau de confort. En effet, les ampoules basse
consommation économes en énergie (LED, ampoules
fluo-compactes) consomment – à éclairage égal - cinq fois
moins d’électricité que les ampoules classiques incandes-
centes et ont une durée de vie de 12 à 15 fois supérieure.
la tertiarisation de l’économie : le poids des services
dans la valeur ajoutée française est passé de 64 % en 1980 à
79 % en 2012, alors que le poids de l’industrie a décliné,
passant de 24 % à 12,5 % sur la même période. Le secteur
tertiaire étant moins énergivore dans son ensemble que
l’industrie, alors mécaniquement la consommation d’énergie
nécessaire à la production d’une unité de PIB s’est réduite.
L’intensité énergétique finale d’un pays désigne la quantité d’énergie finale utilisée dans l’économie une année donnée pour
produire une unité de PIB. Elle est calculée comme le ratio « consommation finale d’énergie / PIB » et est généralement expri-
mée en tonnes équivalent pétrole (tep) par million d’euros de PIB. Observer son évolution pour un pays donné permet de se
rendre compte des variations de l’utilisation d’énergie dans l’activité productive.
8Fiche
L’intensité énergétique
L’évolution de l’intensité énergétique en France
100
70
50
60
70
80
90
100
110
1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010
Indice base 100 = 1981
Sources : SOeS et Insee
Intensité énergétique
Evolution de l'intensité énergétique finale en France
Crise économique de 2009
Récession de 1993
Evolution de l’intensité énergétique finale en France
En France, l’intensité énergétique s’améliore quasi continû-
ment depuis 1980 : alors qu’il fallait utiliser 122 tep d’éner-
gie en 1981 pour produire un million d’euros de PIB, il n’en
fallait plus que 85 en 2012, ce qui correspond à une amélio-
ration de 30 % de l’intensité énergétique en 30 ans, soit en
moyenne une amélioration de 1,2 % par an.

0
40
80
120
160
200
1990 1995 2000 2005 2010
Union européenne (28 pays) Allemagne France Suède Royaume-Uni
Intensité énergétique
en tep / M€ PIB
Source : Eurostat
Evolution de l'intensité énergétique finale dans l'Union Européenne
Crise économique de 2009
L’intensité énergétique
Deux phénomènes conduisent à une amélioration de l’in-
tensité énergétique. Lorsque la croissance économique est
au rendez-vous, l’amélioration de la performance énergé-
tique est dynamisée. De plus, lorsque les prix de l’éner-
gie ont tendance à monter, les efforts visant à réduire la
consommation d’énergie s’accentuent, les entreprises cher-
chant à minimiser leurs coûts de production.
A long terme, le rythme d’amélioration de l’intensité
énergétique est un des déterminants de l’évolution de la
demande finale d’énergie.
Si l’intensité énergétique de la France cessait de s’amélio-
rer à partir d’aujourd’hui et que le PIB augmentait annuel-
lement de 1,7 % en moyenne, alors la demande d’énergie
totale à long terme (2050) serait quasiment double de l’ac-
tuelle. Il est donc indispensable de poursuivre les actions
d’intensité énergétique grâce notamment à l’innovation, et
de les compléter par des actions ciblées de maîtrise de la
demande d’énergie.
L’intensité énergétique, élément déterminant de l’évolution de la demande d’énergie
Sur les dix dernières années, l’amélioration de l’intensité
énergétique de la France est comparable à celle observée en
moyenne dans la Zone Euro (à 17 pays), mais cette amé-
lioration est légèrement moindre que celle enregistrée en
moyenne dans l’Union Européenne (à 28 pays). Cela tient
d’une part au fait que l’intensité énergétique de la France
était historiquement plus faible que celle de nombreux
pays, notamment ceux d’Europe de l’Est, et d’autre part à
des dynamiques de tertiarisation de l’économie différentes
entre les pays.
Lorsque l’on considère l’évolution de l’intensité énergé-
tique des principaux pays développés, on constate qu’elle
s’est nettement améliorée pour l’ensemble de ces pays sur
la période 1980-2000, mais que depuis les années 2000, le
rythme moyen d’amélioration s’est ralenti.
Evolution de l’intensité énergétique finale dans l’Union Européenne

9Fiche
Le chauffage électrique
performant
L’amélioration de la performance des équipements de chauffage électrique
En France, un tiers des foyers sont équipés de chauffage
électrique, soit environ 60 millions d’appareils, dont envi-
ron 15 millions sont des appareils d’ancienne génération.
Les remplacer par des appareils utilisant des technologies
de chauffage électrique performant permettrait des écono-
mies d’énergie très conséquentes et un confort amélioré.
Les nouveaux appareils de chauffage électrique tels que les
pompes à chaleur (PAC) consomment beaucoup moins
d’électricité que les appareils d’ancienne génération2
. En
effet, le fonctionnement d’une PAC consiste à capter les
calories présentes dans l’environnement extérieur pour
chauffer un logement ou de l’eau chaude sanitaire. L’instal-
lation d’une PAC permet ainsi de diviser la consommation
d’électricité par trois, et donc de diminuer les émissions de
CO2 liées au chauffage.
Au-delà des progrès en termes de rendement, le chauffage
électrique a amélioré sa performance grâce à l’intégration
d’une régulation électronique. Celle-ci offre trois avantages :
• Le maintien de la température de confort en évitant les
surchauffes inutiles : la régulation permet aussi de mainte-
nir un niveau de confort en toutes circonstances, notam-
ment dans un bâtiment utilisant des apports internes (cui-
sine, multimédia) et externes (soleil) ;
• Un fonctionnement mieux adapté au comportement de
l’utilisateur : les appareils de chauffage électrique perfor-
mant optimisent leurs périodes de fonctionnement, en évi-
tant notamment le gaspillage d’énergie lorsque le logement
n’est pas occupé ;
• Une plus grande simplicité d’usage : la programmation
centralisée, les indicateurs de consommation ou encore les
systèmes de détection d’ouverture de fenêtres permettent
d’optimiser les consommations de chauffage et de simpli-
fier leur gestion pour le consommateur.
Ces technologies sont particulièrement bien adaptées aux
logements qui ont de très faibles besoins de chauffage
(20 kWh/m2.an au lieu de 126 kWh/m2.an en moyenne
dans le parc existant). Elles sont peu onéreuses à l’installa-
tion et ne nécessitent aucun entretien.
Toutes ces innovations permettent des économies d’éner-
gie et donc une réduction de la facture d’électricité. C’est
pourquoi la modernisation du parc actuel d’appareils de
chauffage électrique participe à l’objectif de réduction des
consommations énergétiques nationales.
1
Source : SOeS
2
Source : ADEME, Chiffres-clés du bâtiment 2012
En France, le chauffage du secteur résidentiel-tertiaire représente 22 % de la consommation d’énergie finale totale1
. La décarbo-
nation du chauffage passe à la fois par l’utilisation d’énergies pas ou peu carbonées (gaz, électricité, biomasse…) en lieu et place
de l’utilisation du fioul et par l’utilisation d’équipements plus performants. Le chauffage constitue donc une cible privilégiée de
la stratégie bas carbone.
Les nouvelles générations d’équipements de chauffage électrique permettent de réduire la consommation d’énergie tout en
améliorant le confort des utilisateurs. A ce titre, les substituer aux anciens appareils énergivores contribue à la dynamique
nationale de réduction des consommations énergétiques et des émissions de CO2. Par ailleurs, les chauffages performants ont
également toute leur place dans le logement neuf parce qu’ils sont parfaitement adaptés à ce nouvel habitat.
Pompe à chaleur

Le chauffage électrique performant
Parce que son utilisation est lissée au cours de la journée, le
chauffage électrique performant a un impact favorable sur
l’appel de puissance.
Il présente de plus d’autres atouts en termes d’intégration
dans le système électrique :
• Il peut intégrer du stockage (dans le cas d’un radiateur à
accumulation par exemple), lui permettant de consommer
de l’énergie sur les périodes les plus favorables et d’éviter de
consommerlorsdespériodesdeplusfortes consommations.
• Il est également pilotable : il est ainsi possible de jouer
sur l’inertie du bâtiment et de réduire le fonctionnement
des radiateurs sur la pointe quotidienne sans que le confort
pour l’habitant ne soit altéré. Cela peut se faire à l’aide d’un
simple gestionnaire d’énergie.
Cette flexibilité peut également être sollicitée de manière
ponctuelle et se traduire par des effacements (en réponse
à un signal de prix adressé par un fournisseur ou par un
pilotage à distance).
Ainsi, le chauffage électrique performant peut contribuer
à l’équilibrage du système électrique, voire apporter son
concours aux besoins croissants de flexibilité qui résultent du
développement des énergies renouvelables intermittentes.

Les actions d’efficacité énergétique visant le chauffage
(actions d’isolation) et la production d’eau chaude sanitaire
permettent de réduire la consommation d’énergie dans les
logements dans la même proportion quelle que soit l’éner-
gie utilisée2
. Au regard du critère du coût de la tonne de
carbone évitée, la priorité est donc d’orienter les efforts
d’efficacité énergétique dans les logements consommant
l’énergie la plus carbonée, à savoir le fioul domestique.
Le cas de l’isolation des combles est un bon exemple pour
appréhender l’importance de cette priorité. Bien que le coût3
de l’isolation des combles soit équivalent quel que soit le
type de chauffage, cette action est beaucoup plus perfor-
mante en termes de CO2 évité dans un logement chauffé au
fioul que dans un logement chauffé à l’électricité. En effet, si
l’isolation des combles permet d’éviter un même nombre de
kWh quelle que soit l’énergie, le contenu CO2 des énergies
est différent, comme illustré par le graphique suivant.
La mise en œuvre d’une stratégie bas carbone suppose que la puissance publique encourage la réalisation d’actions d’efficacité
énergétique en fonction des émissions de CO2 évitées et de critères économiques. Or, en France, certains secteurs, comme le
transport qui représente à lui seul 38 % des émissions de CO2 de la France, ne font pas ou peu l’objet d’incitations de maîtrise
de la consommation d’énergie.
Dans le bâtiment, la réalisation d’un certain nombre d’actions d’efficacité énergétique est encouragée par la puissance pu-
blique à travers des instruments fiscaux tels que le Crédit d’Impôt Développement Durable (CIDD). Cependant, ce dispositif
ne délivre pas les bons signaux économiques puisqu’il finance1
les actions sans opérer de distinction selon le type d’énergie
considérée et l’efficacité de l’équipement installé. Deux exemples illustrent la nécessité de réorienter les politiques publiques en
fonction de critères cohérents avec la stratégie bas carbone :
• l’isolation des combles dans des logements consommant des énergies différentes,
• l’installation d’une PAC air/eau ou d’un appareil de production d’eau chaude sanitaire solaire thermique.
10Fiche
L’incohérence
dans les incitations
à la maîtrise de l’énergie
Réduire la consommation de produits pétroliers
0
100
200
300
400
500
Isolation des combles
-
Maison fioul
Isolation des combles
-
Maison électricité
1 MtCO2 2 MtCO2
Il est plus efficient d'agir sur un logement
chauffé au fioul domestique que sur un
logement chauffé à l'électricité
x 3,5
Comparaison du coût de la tonne de CO2 évitée de l'isolation des combles dans les maisons individuelles chauffées à l'électricité et au fioul domestique
Gisement CO2
Comparaison du coût de la tonne de CO2 évitée de l’isolation des combles dans les
maisons individuelles chauffées à l’électricité et au fioul domestique
1
Loi de finances pour 2014 n° 2013-1278 du 29 décembre 2013.
2
L’isolation des combles d’un logement permet par exemple de réduire de 25 % la consommation d’énergie liée au chauffage.
3
Coût au mètre carré.
Une stratégie bas car-
bone doit donc favoriser le
déclenchement des actions
d’efficacité énergétique dans
les logements utilisant le
fioul domestique afin de
réduire le coût de la réduc-
tion des émissions de CO2.

L’incohérence dans les incitations à la maîtrise de l’énergie
Soutenir les technologies les plus pertinentes
Les pompes à chaleur (PAC) air/eau et les appareils de pro-
duction d’eau chaude sanitaire (ECS) solaire thermique sont
deux actions plébiscitées par les ménages lors des travaux
de rénovation car elles permettent de bénéficier, toutes
deux, d’un taux de crédit d’impôt de 15 %.
Les PAC air/eau captent les calories naturellement pré-
sentes dans l’air pour chauffer un logement. Elles peuvent
donc se substituer à la consommation de fioul liée au
chauffage dans une maison individuelle par exemple. Elles
éliminent complètement la consommation de fioul mais
ont un besoin (limité) d’électricité pour fonctionner.
Les appareils de production d’ECS solaire thermique
chauffent l’eau destinée à un usage sanitaire grâce à un
équipement solaire. Ils permettent ainsi d’éviter une partie
de la consommation de fioul liée à l’eau chaude sanitaire. La
substitution n’est cependant pas totale car la consommation
d’ECS est stable, contrairement au niveau d’ensoleillement.
Au regard des émissions de CO2 évitées et du coût par
tonne évitée, ces deux actions présentent des performances
très contrastées. Le graphique suivant montre le coût de la
tonne de carbone évitée par ces deux actions, avec un net
avantage pour les PAC air/eau.
Dans les maisons chauffées au fioul, le chauffage est un
poste de consommation d’énergie plus important que la
production d’ECS. Ainsi, malgré le coût supérieur de la
PAC air/eau par rapport à l’ECS solaire thermique, la PAC
permet d’éviter une consommation de fioul très impor-
tante. Elle permet ainsi d’éviter dix fois plus d’émissions
de CO2 pour un coût très inférieur à celui de l’ECS solaire
thermique.
Cette étude de cas révèle le besoin de différencier les
actions entre elles dans les politiques publiques. Celles-ci
doivent permettre de déclencher les investissements dans
les actions les plus efficaces en termes de CO2 évité, et
dans ce but, veiller à une plus grande cohérence des si-
gnaux économiques (adaptation du CIDD…).
L’accélération du rythme de la réalisation des actions
d’efficacité énergétique est possible si leur coût diminue.
Pour cela, la puissance publique doit également permettre
l’émergence de deux types de filières structurées :
• Les filières technologiques, pour les technologies bas-
carbone les plus pertinentes. Le développement de la fi-
lière de la PAC, aujourd’hui quasi-inexistante en France,
doit être encouragé et appuyé par l’Etat.
• Les filières de formation, pour créer les compétences
humaines nécessaires à la bonne sélection, à la pose et à la
maintenance des technologies bas carbone.
0
200
400
600
800
1 000
1 200
PAC air/eau
ECS solaire
thermique
1 MtCO2 11 MtCO2
Le coût de la tonne de CO2 évitée de
l'ECS solaire thermique est 5 fois plus
élevé que celui de la PAC air/eaux 5
Comparaison du coût de la tonne de CO2 évitée d'une PAC air/eau et de l'ECS solaire thermique dans une maison individuelle chauffée au fioul
Gisement CO2
Gains liés aux actions sur une maison individuelle chauffée au fioul

Lacréationdupasseportrénovationrésulted’unconstatdouble:
• En France, le prix des travaux d’efficacité énergétique est
élevé, avec peu d’offres de travaux structurées et globali-
sées. Les prix de l’énergie, quant à eux, ne permettent pas
de rentabiliser les travaux d’efficacité énergétique.
• Les ménages se sentent perdus face à leur besoin de
rénovation, et ce, en raison d’un manque d’informations
fiables, accessibles, compréhensibles et indépendantes.
Contrairement à d’autres éléments de la vie quotidienne
comme l’automobile pour les équipements du logement,
on constate une forte méconnaissance des performances
des logements eux-mêmes.
L’objectif du passeport est donc d’encourager les ménages à
réaliser des travaux d’économies d’énergie en les orientant
dans un cycle vertueux d’efficacité énergétique, à savoir un
parcours de rénovation1
.
Pour que la politique énergétique française réponde aux enjeux de l’efficacité énergétique, elle devra soutenir les actions d’éco-
nomies d’énergies par la mise en place de dispositifs incitatifs et pertinents. Dans la transposition de la directive européenne sur
l’efficacité énergétique et dans le respect de la directive sur la performance énergétique des bâtiments, la France a fait le choix d’un
recours à des leviers complémentaires aux actuels certificats d’économies d’énergie (CEE), notamment par la mise en place d’un
passeport rénovation. Grâce à son contenu personnalisé et avec sa vision globale du logement, le passeport rénovation pourra être
un réel outil d’aide à la décision pour les ménages.
11 Fiche
Le Passeport Rénovation
Les freins rencontrés par les ménages pour réaliser des travaux d’efficacité énergétique
1
L’incitation à la réalisation d’un passeport rénovation peut se faire via un guichet unique local ou par le fournisseur directement, qui informe son client de la possibilité de sa réalisation et
des bénéfices que celui-ci peut lui apporter dans son parcours rénovation.

Le Passeport Rénovation
Une vision globale et personnalisée du logement
Le rôle du fournisseur d’énergie
Garantir l’efficacité du dispositif
Aujourd’hui, il existe deux outils qui devraient permettre
d’établir la performance énergétique du bâti : le diagnostic
de performance énergétique (DPE), rendu obligatoire lors
des transactions immobilières, et l’audit énergétique, obli-
gatoire pour les grandes copropriétés.
Pour les logements, il est admis que le DPE ne permet
pas de façon fiable d’informer les ménages sur les travaux
adaptés à leur logement et à mettre en œuvre pour réaliser
des économies d’énergie.
Le passeport rénovation s’intègre dans une démarche de
rénovation ambitieuse qui comporte plusieurs volets afin
de donner au ménage une vision globale de son logement
et des travaux à mener :
• Le ciblage et la détection des logements avec un nouvel
outil à créer.
• Un audit énergétique approfondi via des auditeurs quali-
fiés et labellisés, destiné en priorité aux logements détectés
dans le ciblage : le passeport comprend des informations
relatives à la performance énergétique du logement et au
comportement du ménage.
• Des préconisations de travaux adaptées : le passeport pré-
conise des solutions de travaux et précise leur calendrier,
leur coût et les économies attendues, ainsi que les aides et
financements possibles pour les réaliser.
• La présentation des résultats issus des travaux : le passe-
port prévoit une présentation des résultats au ménage.
Ce parcours, qui pourra être proposé à tous les logements
individuels, sur la base du volontariat, permet de dispo-
ser d’une vision globale sur le logement, ainsi que sur les
travaux possibles et économiquement pertinents, de ma-
nière à déclencher les décisions de travaux de rénovation
énergétique adaptés. C’est donc un outil d’aide à la déci-
sion pour les ménages et pour les banques qui financeront
les travaux. Cette vision dynamique permettra de placer le
ménage dans un parcours rénovation.
Le passeport rénovation pourra être financé en tout ou
partie par les fournisseurs d’énergie, en contrepartie d’une
conversion en CEE. La rémunération de la réalisation de
passeports devra être précisée et garantie. Elle devra être
adaptée à la mise en œuvre des passeports, faisant l’objet
d’un programme spécifique.
Par ailleurs, au-delà de la seule participation financière au
dispositif, les fournisseurs d’énergie ont un rôle majeur en
matière d’efficacité énergétique. Interlocuteurs privilégiés
des clients, les fournisseurs sont en mesure de traiter les
informations relatives aux consommations du ménage, ce
qui permet la mise en place de conseils concrets et person-
nalisés. Ils seront à même d’accompagner les clients dans
leur parcours rénovation, pour le suivi et la maîtrise, dans
la durée, des consommations d’énergie.
Concernant l’élaboration du passeport, celui-ci doit être
réalisé avec une méthode certifiée et garantissant un prin-
cipe d’indépendance dans les préconisations de travaux
suggérés. La méthode devra être transparente et garantir
le principe de neutralité. Par ailleurs, le coût du passeport
devra être faible. Le coût des audits énergétiques est parfois
excessif et il ne s’agit pas de créer un nouvel audit énergé-
tique à coût élevé, pour garder la logique d’accessibilité aux
ménages.
La structuration de la filière de l’efficacité énergétique est
pour cela essentielle. La formation des professionnels devra
être assurée pour garantir la bonne réalisation des passe-
ports. L’adaptation des ressources humaines au volume à
réaliser devra être anticipée.

12Fiche La qualité de la
fourniture d’électricité
La continuité d’alimentation
La qualité de la fourniture d’électricité est un élément essentiel pour les consommateurs. Elle est en effet génératrice de valeur
et facteur d’attractivité pour les entreprises. Son importance est d’autant plus grande que les nouveaux usages électriques se
développent, en particulier les usages liés à l’économie numérique. La société française, et notamment le secteur industriel, est
de plus en plus sensible à la qualité de fourniture d’électricité.
La qualité de la fourniture relève de la responsabilité des gestionnaires de réseaux, qui assurent aujourd’hui l’une des meil-
leures qualités de fourniture en Europe. Celle-ci peut se mesurer à l’aune de trois critères :
• La continuité d’alimentation (l’absence de coupures d’électricité)
• La qualité de l’onde électrique (qui est nécessaire au bon fonctionnement des appareils électriques)
• La qualité de service (relations avec les gestionnaires de réseaux).
Le principal indicateur pour mesurer la qualité de
fourniture d’électricité retenu au niveau international est la
durée annuelle moyenne de rupture d’alimentation.
En France, le temps moyen de coupure, hors incidents
exceptionnels et coupures programmées pour travaux,
d’un client Basse Tension est de 60 minutes. Cela corres-
pond à un taux de 99,99 % de disponibilité du service.
Un tel niveau représente une bonne performance en com-
paraison avec d’autres pays européens, particulièrement si
on prend en compte la faible densité de population de la
France qui a conduit à développer des réseaux étendus et
aériens en zones rurales, sensibles aux aléas climatiques.
En Allemagne par exemple, le temps de coupure est de
20 minutes environ, mais la densité de population et le type
d’habitat sont très différents, et le coût des réseaux suppor-
tés par les utilisateurs est de 50 % plus élevé.
0
100
200
300
400
500
Danemark Allemagne Pays-Bas Espagne R-Uni France Suède Portugal Italie République
tchèque
Pologne
Coupures non planifiées hors évènements exceptionnels
Evènements exceptionnels
Coupures planifiées
Source : Council of European Energy Regulators (CEER)
Temps moyen des coupures de courant en Europe en 2012
Temps moyen d'interruption annuel
en minutes
Temps moyen des coupures de courant en Europe en 2012

La qualité de la fourniture d’électricité
Les améliorations constatées depuis 20 ans et la stabilité de
ces dernières années à un bon niveau de performance tra-
duisent l’engagement des gestionnaires de réseaux en matière
de qualité de l’électricité et la dynamique de leurs politiques
de modernisation, d’exploitation et de maintenance.
Toutefois, la France est exposée aux tempêtes de vent par sa
façade Ouest ainsi qu’à des épisodes climatiques de neige
« collante ». Ces dernières années sont marquées par une
recrudescence des aléas climatiques. En 2013, la moitié du
pays, soit un département sur deux, a subi au moins un épi-
sode météorologique exceptionnel, et chaque saison a connu
ses excès météorologiques, ce qui est rare. Cela se traduit par
les « pics » visualisés par la courbe en noir ci-dessus.
Pour limiter les conséquences de ces aléas climatiques, les
gestionnaires de réseaux mettent en œuvre des programmes
d’insensibilisation du matériel aux aléas climatiques : pro-
gramme d’enfouissement, modernisation des infrastructures,
dispositifs de pré-mobilisation afin de faire face aux événe-
ments climatiques exceptionnels. Ils poursuivent également
des programmes d’amélioration de la sûreté en zones urbaines.
La dynamique d’investissement significative, financée par le
TURPE, doit donc être conservée pour maintenir et renforcer
le niveau de qualité sur le système électrique français.
La qualité de la fourniture d’électricité en France pourra ainsi
continuer à avoir un des meilleurs rapports qualité / prix de
l’Union européenne et à contribuer efficacement à la compé-
titivité du pays.
La qualité de l’onde électrique est déterminante pour le
fonctionnement de nombreux équipements chez les par-
ticuliers comme dans les entreprises (notamment infor-
matiques). Il convient de s’assurer que les niveaux de per-
turbations sur la qualité de l’onde électrique induits par le
développement sans précédent des appareils, connectés à
des fins de consommation ou de production d’électricité et
utilisant de l’électronique de puissance, restent compatibles
avec le bon fonctionnement du système.
Les leviers pour préserver dans la durée la qualité de l’onde
pour le bénéfice de tous les utilisateurs sont la limitation
des émissions unitaires par la norme et la réglementation.
Laqualitédeservicecaractériselarelationentreunutilisateur
et son gestionnaire de réseau, ainsi qu’éventuellement son
fournisseur : délai de (re)mise en service, délai d’intervention
d’urgence, délai de raccordement, notification de coupure
programmée, tenue des horaires de rendez-vous, etc.
Il existe dans le tarif d’acheminement un cadre de régula-
tion pluriannuelle incitant les gestionnaires de réseaux à
améliorer continuellement cette qualité du service rendu
aux utilisateurs.
La qualité du service
La qualité de l’onde électrique : un bien précieux à préserver
0
100
200
300
400
500
600
700
1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010
Temps moyen de coupure toutes causes confondues
Temps moyen de coupure hors RTE et hors événements exceptionnels
Temps moyen de coupure hors travaux
Temps moyen de coupure
en minutes
Source : ERDF
Evolution du temps moyen de coupure en France depuis 1980
Evolution du temps moyen de coupure en France depuis 1980

Le système électrique français est un atout indéniable sur lequel pourra s’appuyer la politique bas carbone de la France. Il convient
de rappeler que le mix de production français est constitué à 90 % d’énergies non carbonées, et que la France est le plus grand pays
exportateur d’électricité d’Europe.
13Fiche
Le parc de production
électrique français
Le mix électrique français actuel
La progression des énergies renouvelables
0
10
20
30
40
50
60
70
Nucléaire Hydraulique Charbon Fioul Gaz Eolien
terrestre
Photovoltaïque Biomasse
63
25
7
9
11
8
4
1
Source : RTE
Capacités installées
en GW
Capacités de production électrique installées en France au 1er janvier 2014
Total des capacités installées
128 GW
Sur un total de capacités installées d’environ 130 GW, les
installations nucléaires en représentent environ la moitié,
suivies des capacités thermiques (20 %) et hydrauliques
(20 %), et enfin des autres énergies renouvelables (11 %)
telles que l’éolien terrestre, le photovoltaïque et la biomasse.
73 %
14 %
8 %
5 %
Nucléaire
Hydraulique
Production totale
551 TWh
Décomposition du mix de production d'électricité en France en 2013
Source : RTE, Bilan électrique 2013
Thermique
ENR hors hydraulique
Depuis plusieurs années, les capacités installées d’énergies
renouvelables autres qu’hydrauliques augmentent, bien
qu’un ralentissement ait été observé au cours des dernières
années. Ces énergies renouvelables représentent 5 % de la
production totale d’électricité en 2013, et leur production a
augmenté de 8 % entre 2012 et 2013.
0
2
4
6
8
10
12
14
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Capacités installées
en GW
Eolien terrestre
Photovoltaïque
Source : RTE
Evolution des capacités installées de photovoltaïque et d'éolien pour la production d'électricité
12,4 GW
Capacités de production électrique
installées en France au 1er
janvier 2014
Décomposition du mix de production
d’électricité en France en 2013
Evolution des capacités installées de photovoltaïque et
d’éolien pour la production d’électricité
Source : RTE
Source : RTE
Au 1er
janvier 2014, le parc de production d’électricité en
France est composé de la manière suivante :
Cette puissance installée a permis de produire 551 TWh sur
l’ensemble de l’année 2013, production qui se décompose de
la façon suivante :

Le parc de production électrique français
Une production aujourd’hui très peu carbonée
Le mix électrique français contribue aujourd’hui fortement à
la sécurité d’approvisionnement en énergie de la France et à
ne pas aggraver davantage son déficit commercial.
La France dispose aujourd’hui, au travers de ces capacités
d’interconnexions avec ses voisins, de capacités d’importa-
tions estimées à 9 GW et de capacités d’exportations estimées
à 13 GW. En 2013, le solde net des échanges transfrontaliers
d’électricité de la France a été exportateur de 47,2 TWh, avec
79,4 TWh exportés et 32,2 TWh importés, ce qui en fait le
pays le plus exportateur d’électricité au niveau européen.
La production d’électricité française repose pour près de
90 % sur les moyens de production nucléaires et hydrau-
liques, technologies présentant l’avantage, comme pour les
autres sources d’énergies renouvelables, de ne pas émettre
de gaz à effet de serre. A titre de comparaison, l’électricité
allemande ou danoise est beaucoup plus carbonée que celle
produite en France, en raison du recours massif aux moyens
de production à base de charbon et de lignite. Ainsi, en
dépit d’une puissance installée éolienne et photovoltaïque
d’environ 70 GW au total à fin 2013, l’Allemagne a produit
son électricité en 2013 pour près de 60 % à partir d’énergies
fossiles, dont 45 % à partir de lignite et de charbon.
0
1 000
2 000
3 000
4 000
5 000
6 000
7 000
00:00 04:00 08:00 12:00 16:00 20:00
x 2,7
Source : RTE
En MW
Evolution de la production éolienne le 28 janvier 2013
2126 MW
5749 MW
Evolution de la production éolienne d'électricité le 28 janvier 2013
Toutefois, l’intégration de ces technologies renouvelables
n’est pas sans conséquence sur le système électrique. En effet,
la production éolienne et photovoltaïque a la caractéristique
d’être intermittente : leur niveau de production est très va-
riable selon les conditions climatiques (vent, ensoleillement,
nébulosité). En l’absence de conditions favorables, ce niveau
peut en effet être très faible. Par exemple, la production pho-
tovoltaïque ne contribue pas à la pointe du soir (19 h) en
hiver où il fait nuit. La forte variabilité de cette production
nécessite de recourir à d’autres moyens de production pour
assurer l’équilibre offre-demande lorsque les conditions cli-
matiques sont défavorables.
Les variations rapides de la production fatale peuvent se
traduire par des variations importantes des flux sur le
réseau et solliciter fortement les moyens d’équilibrage sur
l’ensemble du réseau synchrone européen.
Au cours de la journée du
28 janvier 2013, la puissance
éolienne produite est passée
de 2 400 MW à 5 800 MW
entre 11h et 21h.
Solde exportateur net sur
l’ensemble de l’année 2013 :
+ 47,2 TWh
La facture énergétique de la France, constituée prin-
cipalement des importations de pétrole (51,2 Md€) et
de gaz (14,1 Md€), s’est établie à 65,6 Md€ en 2013, en
légère baisse par rapport au niveau de 2012 (69 Md€,
soit un allégement de 3,3 Md€). La constitution du
mix actuel électrique évite de grever davantage ce défi-
cit, les exportations d’électricité permettant d’atténuer
le déficit commercial (1,8 Md€ d’excédent commercial
généré par le solde exportateur en 2013).
-4
-2
0
2
4
6
8
Janvier Février Mars Avril Mai Juin Juillet Août Septembre Octobre Novembre Décembre
En TWh
Exportations
Importations
Solde exportateur
Source : RTE, eCO2mix
Echanges d'électricité aux frontières de la France pour l'année 2013
Solde exportateur net en 2013
+ 47 TWh
Echanges d’électricité aux frontières de la France pour l’année 2013
Sources : RTE, eCO2mix
Source : RTE
Un parc de production significativement exportateur

La simplification des
procédures administratives
Une adaptation nécessaire des procédures administratives
Les acteurs du secteur électrique qui développent des projets industriels rencontrent aujourd’hui de nombreuses difficultés pour
faire aboutir leurs projets d’ouvrages de transport, de distribution et de production d’électricité : complexité et longueur des
procédures administratives en général, multiplicité des autorisations devant être obtenues et des contentieux afférents, mais
aussi prise en compte des modifications de la réglementation en cours de procédures d’autorisation. L’objectif du gouvernement
a été clairement annoncé : aménager et simplifier les procédures administratives afin que soit assurée la réalisation des projets
d’intérêt économique et social tout en facilitant une réelle protection de l’environnement. A cet égard, les expérimentations
formulées dans la loi d’habilitation du 2 janvier 2014, ainsi que les démarches lancées dans le cadre des Etats Généraux sur la
Modernisation du Droit de l’Environnement constituent une première mais grande avancée.
La transition énergétique française ne pourra en effet réus-
sir sans une adaptation des procédures administratives ap-
plicables à ces acteurs. Les producteurs d’électricité comme
les gestionnaires de réseaux font le constat de délais - s’agis-
sant de l’octroi des autorisations puis des éventuels recours
contentieux - particulièrement longs et incompatibles avec
la politique énergétique de la France. L’enjeu de la transi-
tion énergétique est également celui de la politique indus-
trielle et de l’emploi : le développement des énergies renou-
velables en France, notamment des énergies renouvelables
marines, est vecteur de créations d’emplois et de filières
françaises d’avenir. La simplification administrative sera
un vecteur-clé dans l’atteinte de ces objectifs.
Ainsi, ce ne sont pas moins de 7 à 8 ans qui sont souvent
nécessaires avant de pouvoir entamer les premiers travaux
d’un parc éolien terrestre ou d’une centrale thermique, et
jusqu’à 10 ans entre l’identification du besoin d’une ligne à
haute tension et sa construction, dont 8 ans consacrés aux
multiples procédures.
Les expérimentations lancées dans sept régions constituent
une première étape bienvenue. L’exemple de la transition
énergétique allemande montre que l’évolution de la poli-
tique énergétique, associée au développement conséquent
des énergies renouvelables, ne peut se faire sans une adap-
tation et un renforcement substantiels des réseaux élec-
triques, tant pour accueillir les nouveaux moyens de pro-
duction d’électricité, notamment énergies renouvelables,
que pour fluidifier les flux et assurer la solidarité entre les
territoires aux échelles locale, régionale et nationale. C’est
pour répondre à cet enjeu que le législateur allemand a
notamment adopté une loi d’accélération du développe-
ment du réseau. Notons que le développement des énergies
renouvelables en Allemagne est aujourd’hui plus avancé
qu’en France. Il est donc essentiel que la France tire les
conséquences de l’expérience allemande et prenne la me-
sure des évolutions nécessaires pour le développement des
projets d’énergies renouvelables et des réseaux électriques.
Des propositions garantissant le niveau de protection de l’environnement,
l’information et la participation du public
Afin d’être au rendez-vous de la transition énergétique, il
apparaît indispensable de simplifier les différentes procé-
dures administratives auxquelles sont soumis les projets
d’installations et d’ouvrages électriques. Plusieurs proposi-
tions sont susceptibles de dynamiser les filières électriques,
tout en garantissant le niveau de protection de l’environne-
ment, l’information et la participation du public, mais aussi
la sécurité des procédures et des ouvrages. Le respect de
l’équilibre entre la nécessaire simplification des procédures
et le maintien de garanties environnementales fortes doit
être une ligne directrice pour l’ensemble des propositions
avancées.
Plusieurs propositions d’évolution doivent être envisagées.
Elles s’articulent autour de deux axes de modernisation :
simplifier les procédures d’autorisation des projets et sécuri-
ser juridiquement les projets d’ouvrages et les ouvrages exis-
tants. Parmi ces propositions, il est notamment proposé de :
14Fiche

La simplification des procédures administratives
• SIMPLIFIER la notion de « programme de
travaux » pour rationaliser les délais de réalisation
des études d’impact des ouvrages de transport et
de production d’électricité
Les projets d’ouvrages de transport et de production d’élec-
tricité nécessitent la réalisation d’une étude d’impact avant
leur construction, pour garantir la bonne prise en compte
dans le projet des enjeux et impacts environnementaux.
Afin de tirer les leçons des retards rencontrés par des pro-
jets de production électrique, il est nécessaire d’accélé-
rer le lancement de ces études d’impact. Or, l’application
extensive de la notion de programme défini dans le Code
de l’Environnement implique pour les porteurs de projets
de réaliser une étude d’impact commune, ce qui suppose
qu’ils s’attendent les uns les autres pour pouvoir connaître
les incidences de leurs projets, et retarde ainsi considéra-
blement leurs opérations respectives. Il est donc souhai-
table de circonscrire cette notion de programme, en vue
de rationaliser les délais de réalisation des études d’impact
pour chaque projet d’ouvrage.
• SIMPLIFIER les procédures administratives rela-
tives au réseau de transport en fixant un délai glo-
bal de 3 ans ½
Les délais observés pour la concertation avec le public
puis pour l’instruction des autorisations des ouvrages de
transport d’électricité sont aujourd’hui très longs, souvent
au-delà de 8 ans. Ces délais ne permettent pas de répondre
aux défis liés à la transition énergétique. L’inscription dans
la loi d’un délai global maximum encadrant ces procédures
permettrait, sans modifier leur teneur, de prévenir la dérive
des délais de concertation et d’instruction des projets de
développement de réseau.
Il est proposé d’inscrire dans la loi un délai de 3 ans ½ pour
encadrer les procédures des projets d’ouvrages du réseau
public de transport. Ce délai encadrerait tant la phase de
participation du public que l’octroi des autorisations.
• SIMPLIFIER les procédures d’autorisation des
projets en mer, grâce à l’autorisation unique
La multiplicité des règlementations applicables au dévelop-
pement des énergies marines renouvelables et l’absence de
coordination entre elles ralentissent le développement de
ces projets. Une procédure commune pour tous les pro-
jets d’énergie marine renouvelable et de liaisons électriques
sous-marines pourrait être créée. Cette procédure abouti-
rait à l’adoption d’une autorisation unique par laquelle l’au-
torité compétente autoriserait la construction et l’exploita-
tion du projet tout en fixant les mesures et prescriptions
propres à assurer notamment le respect de l’environne-
ment, des biens culturels maritimes et la sécurité publique.
• SECURISER la réalisation des projets en fixant
un délai unique de 2 mois pour les recours des tiers
Les installations de production d’électricité font l’objet
d’autorisations relevant de diverses réglementations (urba-
nisme, ICPE1
, loi sur l’eau…). Ces autorisations se voient
appliquer des délais de recours par les tiers très hétéro-
gènes. Cette absence de coordination des délais de recours
devient particulièrement pénalisante lorsqu’un même pro-
jet d’installation nécessite l’obtention de plusieurs autori-
sations (permis de construire et autorisation ICPE, autori-
sation loi sur l’eau et convention d’occupation du domaine
maritime, par exemple).
De tels délais sont à l’origine d’un renchérissement du coût
des projets et créent une incertitude qui pèse sur la situa-
tion économique des acteurs du secteur. Il est donc recom-
mandé d’harmoniser les différents délais en les alignant sur
le délai de recours de droit commun de 2 mois, à compter
de la publication de l’autorisation, quelle que soit la déci-
sion attaquée.
1
Installations classées pour la Protection de l’Environnement

On considère généralement que les ménages consacrant
plus de 10 % de leurs ressources pour l’énergie dans leur
logement1
sont en situation de précarité énergétique, ce qui
représente selon l’Insee 3,8 millions de ménages français
en 2012. Par ailleurs, 3,5 millions de personnes déclarent
souffrir du froid dans leur logement.
La précarité énergétique résulte essentiellement de la pré-
carité économique. En effet, l’Insee estime que 70 % des
ménages aux revenus les plus modestes2
sont concernés
par la précarité énergétique. Celle-ci prend un relief parti-
culier dans un contexte de hausse de la part des dépenses
contraintes (loyers, charges, télécommunications, énergie…)
dans le budget des ménages au cours des trente dernières
années.
La part des dépenses consacrées à l’énergie par les ménages
est en effet inégalement répartie selon les niveaux de res-
sources, d’autant que les ménages les plus précaires vivent
dans les logements les moins performants, ce qui implique
un « effort énergétique » plus important3
.
De plus, la crise économique qui a débuté à l’été 2008 a pro-
gressivement généré une dégradation du pouvoir d’achat des
ménages français et accentué les difficultés des plus fragiles.
La précarité énergétique, qui résulte en grande partie de la précarité économique, est une question majeure. Elle concerne à
la fois les dépenses liées au logement, mais également au transport. Dans le logement, la précarité énergétique se traduit par
des difficultés de paiement des factures d’énergie, mais aussi par des restrictions d’utilisation d’équipements, notamment de
chauffage, ce qui est dommageable aux individus. La lutte contre la précarité énergétique nécessite des dispositifs spécifiques,
alliant des actions curatives et préventives et visant les différentes énergies utilisées par ces ménages.
15Fiche
La précarité énergétique
Caractéristiques de la précarité énergétique
1
Les dépenses énergétiques considérées pour définir ce critère sont les suivantes : dépenses de chauffage, éclairage, eau chaude sanitaire et consommation des appareils électroménagers
2
Les revenus les plus modestes sont définis par le 1er
quintile de revenu.
3
L’effort énergétique désigne la part de budget des ménages consacrée à l’énergie dans le logement. Plus le revenu est élevé, plus cet effort décroît.
4
Rapport du Groupe de travail sur la Précarité énergétique du 6 janvier 2010, présenté dans le cadre du Plan Bâtiment Grenelle.
Ménages en situation de précarité énergétique
D’après les statistiques nationales4
, les caractéristiques
des ménages ayant un taux d’effort énergétique supérieur
à 10 % sont les suivantes :
• 87 % de ces ménages habitent un logement dans le parc
privé ;
• 62 % de ces ménages sont propriétaires, dont 90 %
habitent une maison individuelle, souvent située en zone
rurale ;
• 55 % de ces ménages ont plus de 60 ans,se logeant princi-
palement dans des maisons anciennes,construites avant 1975.
La précarité énergétique touche donc les locataires, mais
également, et surtout, pour plus de la moitié des ménages
concernés, des propriétaires âgés, vivant en zone rurale.
-4%
-2%
0%
2%
4%
6%
1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010
Evolution annuelle
en %
Source : UFE selon données INSEE
Evolution du PIB et du pouvoir d'achat des ménages
PIB
Pouvoir d'achat des ménages
Evolution du PIB et du pouvoir d’achat des ménages

La précarité énergétique
Politique de lutte contre la précarité énergétique
La précarité énergétique est un phénomène qui nécessite
un dispositif adapté et spécifique pour aider les ménages
concernés. Il se doit d’associer des actions curatives et des
actions préventives, à la fois pour accompagner ces mé-
nages pour le paiement de leurs factures d’énergie, mais
aussi pour soutenir les efforts d’amélioration de la perfor-
mance énergétique de leur logement.
Aujourd’hui, la Tarification Spéciale de l’Electricité (TSE),
que propose l’ensemble des fournisseurs aux clients en
situation de précarité énergétique, permet de soutenir ces
ménages par une déduction forfaitaire imputée sur la fac-
ture individuelle. Dans le cadre des travaux relatifs au pro-
jet de loi de programmation sur la transition énergétique, le
gouvernement a annoncé la possibilité de mettre en place
un dispositif de soutien aux ménages en situation de préca-
rité énergétique concernant toutes les énergies au-delà des
actuels tarifs sociaux de l’électricité et du gaz (TSE et TSS5
).
En complément de ces mesures curatives, la politique de
lutte contre la précarité énergétique doit également com-
prendre des actions préventives. Il s’agit d’accompagner le
ménage dans l’amélioration de la performance énergétique
de son logement, afin de réduire, en amont, ses consom-
mations d’énergie, et donc sa facture d’énergie. Pour ce
faire, il est nécessaire de renforcer les programmes de
réhabilitation thermique de l’habitat, dédiés aux ménages
précaires, pour les logements énergivores. Pour favoriser
la réalisation des travaux, le programme nécessite un dis-
positif pro-actif, sous pilotage des collectivités territoriales,
pour détecter les personnes en situation de précarité et les
accompagner dans le montage des dossiers et l’obtention
des aides.
5
Tarification spéciale de solidarité (TSS) pour le gaz

La France dispose aujourd’hui d’un avantage concurrentiel
qu’il est souhaitable de préserver pour la compétitivité de
son économie et le pouvoir d’achat des ménages : le prix de
son électricité.
Le prix de l’électricité facturé en France présente un double
avantage compétitif :
• il est l’un des plus bas des pays de l’OCDE (avantage rela-
tif aux autres pays) ;
• il est stable dans le temps (voir graphique ci-dessous),
alors que le prix des produits pétroliers se montre extrê-
mement volatil.
L’électricité vendue en France aux particuliers et aux entreprises est parmi les moins chères d’Europe. Cela lui procure un avan-
tage compétitif par rapport aux autres énergies, et lui permet de renforcer l’attractivité du territoire français pour les entreprises.
En outre, l’évolution du prix de l’électricité est relativement stable, contrairement aux énergies telles que le pétrole qui sont soumises
aux fluctuations des cours internationaux.
16Fiche
Les prix de l’électricité
français
Les avantages du prix de l’électricité en France
Comparaison avec les autres pays de l’OCDE
0
20
40
60
80
100
120
140
160
1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012
Prix du pétrole en $ / baril
Prix de l'électricité en € / MWh
Source : UFE selon données Insee et SOeS
Comparaison de l'évolution du prix du pétrole et du prix de l'électricité facturé aux entreprises
Prix de l'électricité
facturé aux entreprises*
Prix du baril de Brent
* Hors TVA, pour une utilisation moyenne
Que ce soit pour les prix de l’électricité facturés aux
entreprises industrielles ou pour ceux facturés aux
ménages, la France dispose clairement d’un avantage
compétitif par rapport aux autres pays européens. En
effet, en 2013, le prix de l’électricité facturé aux entre-
prises françaises est en moyenne 25 % inférieur au prix
facturé dans l’Union Européenne (et 50 % inférieur au prix
allemand).
Cet avantage est encore plus marqué en ce qui concerne
l’électricité facturée aux ménages : parmi les pays européens
les plus développés, la France se classe au 1er
rang pour son
prix de l’électricité le plus bas, alors que les consommateurs
allemands payent leur électricité le double du consomma-
teur français.
Comparaison de l'évolution du prix du pétrole et du prix de l'électricité facturé aux entreprises

Les prix de l’électricité français
Un atout à préserver
La politique énergétique française devra donc veiller à
la préservation de cet atout qui rend l’économie fran-
çaise attractive auprès des investisseurs internationaux.
Le contexte international de plus en plus concurrentiel
place la France dans une situation fragile. Elle doit, pour
préserver son activité économique, conserver cet atout du
faible prix relatif de son électricité dont bénéficient tous les
consommateurs (ménages et entreprises). En outre, le prix
compétitif de l’électricité française pourra servir de sup-
port à la dynamique de « renaissance industrielle » qu’il est
nécessaire de promouvoir pour permettre une transition
bas carbone.
0 20 40 60 80 100 120 140 160 180
Suède
France
R. Uni
UE 28
Espagne
Allemagne
Italie
En €/MWh, hors TVA
Source : Eurostat
Prix de l’électricité facturé aux entreprises en Europe au 1er semestre 2013
96 €/MWh
120 €/MWh
0 50 100 150 200 250 300
France
R. Uni
UE 28
Suède
Espagne
Italie
Allemagne
En €/MWh, TTC
Source : Eurostat
Prix de l’électricité facturé aux particuliers en Europe au 1er semestre 2013
147 €/MWh
199 €/MWh
Prix de l’électricité facturé aux entreprises en Europe au 1er
semestre 2013
Prix de l’électricité facturé aux particuliers en Europe au 1er
semestre 2013
Le prix moyen du kWh français constitue un avantage éco-
nomique certain aussi bien pour les ménages que pour les en-
treprises. Nettement inférieur au prix observé chez nos voi-
sins européens, il est en outre relativement stable, bien loin
de la volatilité générée par l’usage des combustibles fossiles.
Cet avantage est en grande partie lié à la structure même
du parc de production d’électricité français : en ayant opté
pour un mix électrique reposant fortement sur les techno-
logies nucléaire et hydraulique, la France a pu produire son
électricité à un coût relativement faible, et surtout stable, ce
qui lui permet d’offrir son électricité à des prix bas compa-
rés aux autres pays dont les mix de production sont majori-
tairement soumis aux évolutions des prix des combustibles
fossiles, ou aux coûts élevés des EnR.

Depuis que les Etats-Unis ont décidé d’exploiter massivement les gaz et pétrole de schiste sur leur territoire à la fin des années
2000, de nombreuses études d’impact ont présenté des résultats contradictoires sur les conséquences économiques de cette réo-
rientation énergétique. Force est de constater que les gaz de schiste ont conduit à un bouleversement du paysage énergétique
américain, entraînant des conséquences économiques indéniables tout en renforçant l’indépendance énergétique des Etats-Unis.
17Fiche
Le rôle de l’énergie
dans la réindustrialisation
Américaine
Une compétitivité-prix de l’énergie exacerbée et la réorientation du mix de production électrique
300
350
400
450
500
550
600
1990 1995 2000 2005 2010
En Mtep
Source : AIE
Production brute de gaz naturel aux Etats-Unis
+ 24 %
Production brute de gaz naturel aux Etats-UnisL’exploitation des gaz et pétrole de schiste aux Etats-Unis a
débuté de façon significative à partir de 2007-2008, dans un
contexte de crise économique et de sommets des prix inter-
nationaux du pétrole, et elle a pris sa pleine expansion au
moment de la catastrophe de Fukushima en 2011. En exploi-
tant une nouvelle forme d’énergie, les Américains sont parve-
nus à accroître leur indépendance énergétique tout en ayant
à disposition une quantité massive d’énergie bon marché.
En ce sens, la chute des prix du gaz naturel aux Etats-Unis
est spectaculaire : après le pic enregistré en 2008, le prix du
gaz américain s’établit à moins de 4 $/MBtu depuis environ
quatre ans (de mi-2010 à aujourd’hui). Le gaz américain
est ainsi trois fois moins cher que le gaz européen (aux
alentours de 12 $ début 2014) et quatre fois moins cher
qu’en Corée du Sud ou au Japon (15 $ environ en 2014).
Le choc d’offre de gaz aux Etats-Unis, lié à l’exploitation des
gaz de schiste, a donc incontestablement entraîné une forte
baisse de son prix.
Ces gisements de gaz ont permis aux industries directement
consommatrices de cette énergie d’accroître leur compétiti-
vité-prix, mais ce gaz a également donné lieu à une réorien-
tation du mix de production électrique américain. En effet,
avec un prix du gaz faible, les coûts variables de produc-
0%
20%
40%
60%
80%
100%
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Charbon Gaz Nucléaire Hydraulique Pétrole EnR hors hydraulique
Source : EIA
Décomposition du mix de production électrique américain par source d'énergie
10 %
19 %
60 %
8 %
10 %
17 %
50 %
20 %
Début de l'exploitation
des gaz de schiste
Décomposition du mix de production électrique américain
par source d’énergie
tion des centrales à gaz pour la production d’électricité ont
considérablement chuté, rendant cette source de production
d’électricité très compétitive, au détriment des autres sources
traditionnelles, principalement du charbon (voir graphique
ci-dessus). Cela a eu pour conséquence la fermeture de plu-
sieurs centrales au charbon sur le territoire américain depuis
le début de la décennie 2010.
Cette substitution du charbon par le gaz comme source de
production d’électricité aux Etats-Unis a entraîné une chute
drastique du prix du charbon, ce qui a favorisé son impor-
tation massive par l’Europe et l’Asie en particulier.

Le rôle de l’énergie dans la réindustrialisation américaine
Bien qu’une étude complète et approfondie soit nécessaire pour
mesurer l’impact des gaz de schiste sur l’économie américaine1
,
onpeutconstaterquelapérioded’extractiondesénergiesfossiles
de schiste coïncide avec une période de reprise économique aux
Etats-Unis, d’une ampleur plus forte que pour les autres grandes
puissances économiques, notamment européennes.
Conséquences positives pour le dynamisme économique américain
1
D’autres éléments non énergétiques ont en effet pu concourir à la reprise économique américaine, notamment la hausse du coût du travail en Chine qui a rendu la main-d’œuvre chinoise moins compétitive.
-6%
-4%
-2%
0%
2%
4%
6%
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Etats-Unis France Allemagne
Source : OCDE
Comparaison de l'évolution annuelle du PIB des Etats-Unis, de la France et de l'Allemagne
En %
Comparaison de l’évolution annuelle du PIB des Etats-Unis,
de la France et de l’Allemagne
Enfin, la disponibilité d’une énergie primaire à moindre coût
sur le territoire américain a sans doute également permis à
un grand nombre d’industries d’alléger leur facture d’éner-
gie, tout en favorisant la compétitivité du territoire améri-
cain par rapport à d’autres pays, ce qui a pu inciter au retour
d’entreprises délocalisées et permis au secteur de la chimie
de stopper son déclin.
L’impact de l’exploitation des gaz et pétrole de schiste aux
Etats-Unis a indéniablement stimulé l’activité industrielle
outre-Atlantique, dans un contexte de morosité écono-
mique parmi les autres puissances économiques mondiales,
en particulier en Europe. Ce dynamisme s’étendrait au-delà
du secteur énergétique seul, puisqu’une énergie peu chère
constitue un avantage compétitif majeur pour bon nombre
d’industries, en particulier pour les industries énergivores.
Au-delà de cet aspect économique, les Etats-Unis ont aussi
pu conforter leur position en termes d’indépendance éner-
gétique par un moindre recours aux importations d’énergie,
à l’inverse de l’Union européenne, celle-ci étant en outre
confrontée aux tensions actuelles en Ukraine et aux risques
potentiels sur son approvisionnement en gaz depuis la Rus-
sie. Les experts estiment ainsi que les Etats-Unis se classent
désormais dans les premiers pays au monde en termes d’in-
dépendance énergétique.
Le taux de croissance moyen du PIB américain sur la pé-
riode post-crise (2010 à 2013) s’est ainsi élevé à près de 2
% avec en parallèle une baisse du taux de chômage dans
le secteur industriel de 8 % en 2012 à 6,5 % début 2014 ;
tandis que le taux de croissance économique moyen s’est
établi à 1 % pour la France et à 1,5 % pour l’Allemagne sur
la période 2010-2013.
En termes sectoriels, c’est la production industrielle de biens
durables qui semble avoir le plus bénéficié d’un regain d’acti-
vité économique outre-Atlantique, en particulier en ce qui
concerne l’industrie automobile. On peut également attester
d’unliendecausalitéfortentreexploitationdesgazdeschiste
aux Etats-Unis et relance de la production des entreprises du
secteur électrique et gazier et de la production industrielle
des machines d’extraction d’énergie fossile (gaz et pétrole).
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Biens durables Entreprises du secteur électrique et gazier
Industrie automobile Machines d'extraction de gaz et de pétrole
Biens non durables Chimie
Source : Federal Reserve
Indices de production industrielle aux Etats-Unis
Indice base 100 = 2007 Indices de production industrielle aux Etats-Unis

Le stockage de l’énergie est multiforme. On peut stocker de l’énergie pour la restituer en mobilité électrique, on peut également
stocker de l’énergie sous forme de thermies, d’énergie potentielle… Ces modes de stockage peuvent jouer un rôle important
dans le système électrique1
. On se focalisera néanmoins ici sur le stockage d’électricité « pour l’électricité », c’est-à-dire pour
restitution directe dans le système électrique. Des STEP aux batteries, la gamme des technologies est large.
18Fiche Les technologies
du stockage
Le stockage : un levier d’optimisation de la gestion du système électrique
Le rôle « historique » du stockage d’électricité est de stocker
pendant les périodes de faible demande (où elle peut être
produite à bas coût) pour la restituer aux moments de forts
appels de puissance, en évitant alors des coûts de produc-
tion plus élevés.
Le stockage est pertinent dès lors que l’ensemble des écono-
mies (de coût de production et d’émissions de CO2) qu’il
permet de réaliser est supérieur à son coût fixe d’investis-
sement et d’exploitation. Il y a donc d’autant plus d’intérêt
à développer le stockage que le contraste de coût de l’élec-
tricité est élevé entre les périodes de stockage et les pé-
riodes de restitution, et d’autre part que le système fait face
à des besoins de nouvelles capacités que le stockage peut
permettre d’éviter. Le rendement de cette restitution et les
« constantes de temps » du stockage qui caractérisent la du-
rée pendant laquelle il peut restituer de l’électricité sont donc
des facteurs importants de sa performance économique.
Le mix électrique de la France permet de remplir les stoc-
kages en bénéficiant d’une électricité peu chère et peu car-
bonée lorsque la demande est faible et d’éviter le recours à
des technologies de pointe carbonées (centrales au fioul et
au gaz notamment) et coûteuses en restituant cette électri-
cité pendant les épisodes de forte demande. Les capacités
de stockage permettent donc en France de diminuer le coût
moyen de production de l’électricité et d’éviter des émissions
de CO2. Le parc de Stations de Transfert d’Energie par Pom-
page (STEP) est ainsi utilisé en pompant de l’eau pendant
la nuit et le week-end vers des réservoirs amont, eau qui est
ensuite turbinée à la pointe pendant les jours de la semaine.
La France n’est bien sûr pas un cas à part : les STEP ont
logiquement trouvé place dans des systèmes ayant une
part importante d’hydraulique et nucléaire (pays scandi-
naves, Suisse, Autriche,...). A contrario, là où le mix est très
homogène et fossile (exemple du charbon en Pologne), le
stockage a peu d’intérêt.
A court terme, en Europe, dans un contexte de surcapacité
et de faibles contrastes de prix, il n’y a pas d’intérêt écono-
mique à développer de nouvelles STEP ou d’autres moyens
de stockage. En particulier, si stocker des kWh de produc-
tion renouvelable disponible peut paraître intéressant, leur
déstockage ayant une valeur réduite, il ne permet pas de
rentabiliser une installation : renoncer à injecter ces kWh
sur le réseau est, dans les conditions actuelles, préférable au
fait de construire un nouvel ouvrage de stockage.
A moyen-long terme, le suréquipement devrait être ré-
sorbé. De nouvelles STEP peuvent retrouver l’intérêt
économique exposé précédemment. Dans un système en
développement, le prix du CO2 ajoute une valeur supplé-
mentaire au stockage, dans la mesure où les kWh stockés
sont décarbonés, et que leur déstockage économise des
émissions de CO2. Le potentiel de développement reste
néanmoins limité, tant côté offre (sites favorables) que côté
demande (l’intérêt à réaliser des stockages se réduisant
avec la puissance de stockage).
Par ailleurs, si les transferts d’énergie hebdo-journaliers sont
le service « historique » majeur que le stockage fournit au sys-
tème électrique, il en existe d’autres. On pense ici à des usages
de très courte durée comme la contribution à l’équilibrage du
système électrique que certaines batteries électrochimiques
pourraient fournir (batteries au plomb ou lithium-ion). Tant
le progrès sur ces technologies que l’insertion massive des
énergies renouvelables intermittentes dans le système élec-
trique ont de fait contribué à donner un regain d’intérêt à ces
questions avec la croissance des besoins de flexibilité.
On peut également mentionner des applications comme
l’alimentation des antennes-relais de télécommunication
ou certains foyers isolés et éloignés des centres de consom-
mation pour lesquels le raccordement au réseau serait
socialement trop coûteux. Là encore le stockage, couplé
avec une source de production locale, peut faire sens.
1
Notons ainsi que le stockage thermique est aussi un levier de flexibilité du système en France, avec aujourd'hui un parc de logements résidentiels équipé de 8 millions de ballons chauffe-eau
électriques raccordés sur le signal "heure creuse". Ceux-ci offrent ainsi une modularité de puissance de 8 GW et une capacité de stockage de 60 GWh à un coût faible. La réglementation
thermique 2012 introduit progressivement dans le parc résidentiel neuf, le chauffe-eau thermodynamique, à la fois plus performant d'un point de vue énergétique et moins performant en
termes de capacité de stockage du fait d'une consommation d'énergie d'électricité réduite.

Les technologies de stockage
Les technologies en présence
Les différentes technologies de stockage sont caractérisées
par une puissance typique (du MW au GW), une énergie
stockée (du kWh au GWh), une durée de vie (de quelques
années à plusieurs décennies), ainsi que par une maturité
technologique et un coût. Les principales technologies de
stockage existantes sont les suivantes :
• Les Stations de Transfert d’Energie par Pompage (STEP)
• Le stockage par air comprimé (CAES2
)
• Le stockage par l’hydrogène
• Les volants d’inertie
• Les batteries
Actuellement, seule la technologie des STEP est mature3
. Le
principe des STEP consiste à pomper de l’eau dans un bassin
supérieurpourstockerl’électricité,etàturbinerpourlaréinjec-
ter dans le réseau. Il en existe 4,3 GW4
en France aujourd’hui.
Si le potentiel géographique de STEP n’est pas encore complè-
tement exploité en France, il est relativement limité en termes
économiques du fait de coûts d’investissements élevés.
Le CAES (air comprimé) est une technologie d’avenir dont les
caractéristiques économiques (taille, puissance, capacité de
stockage...) ressemblent à celles des STEP. Mais elle n’est pas
mature. Son développement reste conditionné par des efforts
de R&D, la réalisation de démonstrateurs (allant au-delà des
deux seuls ouvrages existants dans le monde en Allemagne et
aux Etats-Unis), et la disponibilité de sites de stockage.
Les autres technologies nécessitent davantage d’efforts de
RD&D (Recherche, Démonstration & Développement),
notamment sur la chimie des batteries. Les technologies
non matures peuvent cependant être compétitives pour
certaines applications. Ainsi, les batteries, dont les coûts
sont encore trop élevés s’il faut les dimensionner pour four-
nir des services de transfert d’énergie, peuvent être adaptées
et économiques pour des applications de « flexibilité » (ges-
tion des « réserves », certains services « système » tels que
la tenue de fréquence) ou pour des applications isolées du
réseau électrique.
1
10
100
1 000
10 000
0 50 100 150 200 250 300 350
Réactivité
en secondes
Coût,
en €/kW/an
Batteries
chimiques
Volants
d'inertie*
Sources : DGEC et EPRI
Hydrogène
STEP
Stockage par air
comprimé
La taille des sphères est proportionnelle à
la capacité de stockage de la technologie
Les caractéristiques des technologies du stockage
* L'énergie est stockée sous forme d'énergie cinétique par la rotation d'un disque lourd.
Le graphique illustre l’état ac-
tuel des technologies en termes
de coûts par kW5
,de gamme de
puissance (taille des bulles) et
de réactivité.
On remarque qu’à part les STEP,
le stockage par air comprimé et
l’hydrogène sont aujourd’hui les
deux technologies de stockage
les plus prometteuses.
Les caractéristiques des technologies du stockage
2
Compressed Air Energy Storage
3
Il est certes possible d’espérer des progrès marginaux sur les rendements, mais ceux-ci sont déjà de l’ordre de 80 %.
4
Puissance de pompage
5
Les batteries, les volants d’inertie et l’hydrogène pourraient connaitre des évolutions significatives en termes de coûts.
Stockage d’électricité et stockage d’énergie
Selon la technologie de stockage, l’utilité pour le système électrique diffère.
Certaines technologies stockent de l’électricité pour restituer ultérieurement de l’électricité,comme le stockage par air
comprimé ou par pompage (les STEP).
D’autres,comme la production d’hydrogène par électrolyse,permettent de stocker de l’énergie électrique sous une
autre forme (l’hydrogène) destinée ensuite à se substituer à des énergies fossiles dans d’autres usages.
Ainsi,l’hydrogène produit par électrolyse constitue un vecteur de substitution de consommations d’énergies fossiles
par de la consommation d’électricité.

19Fiche Les premiers enseignements
de l’Energiewende
L’Energiewende : une politique ambitieuse
Des résultats coûteux et partiels
La transition énergétique allemande a été véritablement
lancée au début des années 2000, mettant en avant la sor-
tie du nucléaire et le développement des EnR. En 2010, le
gouvernement avait annoncé une prolongation de l’exploi-
tation du parc nucléaire mais au lendemain de Fukushima
une partie du parc est arrêtée et l’échéance initiale de sortie
du nucléaire en 2022 est réaffirmée.
Les objectifs de la transition ont été précisés :
L’Allemagne a amorcé sa transition énergétique depuis une quinzaine d’années, et l’a renforcée après l’accident de Fukushima
de mars 2011. La pénétration des EnR dans le système électrique est très rapide, et cette vitesse de transformation du système
crée des difficultés croissantes. La réussite de l’Energiewende reste une incertitude, notamment s’agissant de la réduction des
émissions de CO2.
L’Energiewende est une politique énergétique très ambi-
tieuse puisqu’elle a pour vocation de modifier l’ensemble de
la chaîne de valeur du système énergétique. Comme l’indique
son nom, il s’agit pour l’Allemagne d’un véritable tournant au
cours duquel elle devra relever un certain nombre de défis.
Les résultats sont visibles : les EnR ont assuré en 2013
près de 24 % de la production d’électricité, et le système
électrique a su jusque-là intégrer ces nouveaux flux et faire
face au retrait du nucléaire.
Mais les difficultés, croissantes, sont tout autant visibles, à
commencer par les coûts de la transition : les consomma-
teurs d’électricité supportent, en 2014, 23 Md€ de soutien
aux EnR, en acquittant une contribution de 62,4 €/MWh
sur leur facture. Ce montant, qui a été multiplié par 3 entre
2010 et 2013, dépasse le prix de la fourniture de l’électricité
en Allemagne. Si les prix de gros se sont effondrés, seule la
grande industrie a pu en profiter, tandis que PME et parti-
culiers connaissent des factures très élevées : 300 €/MWh
TTC pour ces derniers, soit le double du prix en France.
Les difficultés techniques sont, elles aussi, conséquentes :
les nouveaux flux électriques sont marqués par la forte
intermittence des EnR et par une localisation des moyens
de production, notamment éolienne, qui tend à s’éloigner
des lieux de consommation (cf carte).
Réacteurs touchés par le moratoire
Réacteurs toujours en service
3400 MW concernés par le moratoire
90% des 27 GW d’éolien installés
5000 MW concernés par le moratoire
80% des 17 GW de PV installés
Objectifs de l'Energiewende à 2050
Emissions de CO2 - Réduire de 80 % à 95 % les émissions de CO2 par rapport à 1990
Consommation
d'énergie
- Réduire la consommation d'énergie primaire de 50 % rapport à 2008
- Réduire la consommation d'électricité de 25 % rapport à 2008
Production d'énergie
- Augmenter la part des énergies renouvelables dans la consommation finale brute à 60 %
- Augmenter la part des énergies renouvelables dans la production brute à 80 %
- Sortir du nucléaire d'ici à 2022

Les premiers enseignements de l’Energiewende
Un pari industriel qui reste difficile : l’Energiewende est
également pour l’Allemagne, un moyen de se positionner
avant d’autres pays sur des technologies nouvelles et sur de
futurs flux d’exportations. Mais c’est un pari risqué, comme
en témoigne l’aventure du photovoltaïque qui s’est en
définitive soldée par une succession de faillites, sous la
pression de la concurrence asiatique.
L’Allemagne, forte de sa puissance industrielle et financière,
poursuit ses efforts d’investissement en R&D et cherche
à développer de nouvelles filières : stockage, électrolyse,
hydrogène... Le succès de ces différentes filières reste
toutefois très incertain.
Cela constitue une contre-performance en termes d’émissions
deCO2:malgréledéveloppementdesEnRetdesprogrammes
d’efficacité énergétique ambitieux, le secteur électrique reste à
ce jour fortement émetteur. Si la montée des EnR a compensé
le retrait du nucléaire, la place du charbon et du lignite est res-
tée inchangée à 290 TWh en 2013 comme en 2000.
Dans le même temps, les programmes d’efficacité énergé-
tiqueneproduisentpaslesrésultatsattendussurlaconsom-
mation, en particulier pour le logement où le rythme de
rénovation reste inférieur à 1 %/an alors que l’objectif visé
était de 2 %/an.
Les coûts de la transition vont continuer à augmenter
pour le système électrique allemand : coût des EnR, coût
des réseaux. La nouvelle loi dite « EEG 2.0 » ne devrait
affecter qu’à la marge les tendances observées, en cherchant
à limiter le rythme de cette augmentation. Comme obser-
vé depuis 2000, la disparition de la production nucléaire
d’ici 2022 devrait être compensée par la montée des EnR,
laissant au charbon et au lignite peu ou prou la place qu’ils
occupent aujourd’hui. La question de la diminution des
émissions de CO2 reste donc entière.
Des perspectives incertaines
0
200
400
600
800
1 000
2011 2012
802 MtCO2 815 MtCO2
Emissions de CO2 en Allemagne en 2011 et en 2012
Source : BP statistical review 2013
En Mt CO2
Emissions de CO2 en Allemagne en 2011 et en 2012
Il en résulte un besoin d’adaptation des réseaux considérable.
L’Allemagne annonce un coût d’adaptation d’une soixan-
taine de milliards d’euros sur les 10 prochaines années :
20 Md€ pour les réseaux très haute tension Nord-Sud,
20 Md€ pour le raccordement des parcs éoliens offshore,
20 Md€ pour l’adaptation des réseaux de distribution.
De plus, l’Allemagne rencontre des difficultés du fait des
oppositions locales pour réaliser les corridors Nord-Sud
qui sont de plus en plus indispensables.
Malgré le développment
des EnR, les émissions
de CO2 se sont accrues
de 13 Mt en 2012.

La Comparaison des
situations énergétiques de
la France et de l’Allemagne
Structure et évolution de la consommation d’énergie
La consommation d’énergie finale est plus élevée en
Allemagne qu’en France, aussi bien en valeur absolue que
rapportée au nombre d’habitants ou à la valeur de la richesse
créée. En moyenne sur la période 1990-2012, l’Allemagne
consomme 1,5 fois le volume d’énergie consommé par la
France (221 Mtep en 2012 contre 152). Cette situation est
historique et structurelle du fait d’une part, d’une popula-
tion plus élevée1
, et d’autre part, d’une contribution au PIB de
l’industrie supérieure (26 % en Allemagne contre 12,5 % en
France en 2012).
Si l’on s’intéresse plus précisément aux différentes énergies
consommées dans chacun des deux pays, on constate que la
répartition de la consommation par énergie est assez proche :
Décomposition de la consommation finale d'énergie en Allemagne en 2011
Source : Commission Européenne
Pétrole
39 %
EnRt
11 %
Electricité
22 %
Gaz
23 %
Charbon
5 %
Origine sectorielle de la consommation finale d'énergie en Allemagne en 2011
Industrie
29 %
Tertiaire
14 %
Résidentiel
26 %
Transports
30 %
Autres
1 %
Agriculture
0 %
Décomposition de la consommation finale d'énergie en France en 2011
Pétrole
44 %
EnRt
10 %
Electricité
25 %
Gaz
18 %
Charbon
3 %
Origine sectorielle de la consommation finale d'énergie en France en 2011
Industrie
21 %
Tertiaire
14 % Résidentiel
25 %
Transports
34 %
Autres
4 %
Agriculture
3 %
Décomposition de la consommation finale
d’énergie en Allemagne en 2011
Origine sectorielle de la consommation finale d’énergie
en Allemagne en 2011
Décomposition de la consommation finale
d’énergie en France en 2011
Origine sectorielle de la consommation finale d’énergie
en France en 2011
1
80,5 millions d’habitants en 2013 en Allemagne contre 65,6 millions en France.
L’intérêt d’une coopération franco-allemande dans le secteur de l’énergie est souvent mis en avant sur la place médiatique.
En mettant en perspective les situations énergétiques des deux pays, on constate que, bien que la France et l’Allemagne
connaissent des situations énergétiques et en particulier électriques très distinctes, les deux pays n’en partagent pas moins
certains défis majeurs dans le domaine de l’énergie.
Les énergies fossiles (pétrole, gaz, charbon) représentent 67 %
de la consommation totale d’énergie finale en Allemagne en
2012, contre 66 % en France ; tandis que la part de l’électricité
est plus élevée en France qu’en Allemagne (respectivement
24 % et 21 %). Toutefois, comme souligné dans la partie
suivante, l’énergie primaire mobilisée pour produire cette
électricité est sensiblement différente entre les deux pays.
La répartition de cette consommation par secteur met
en évidence une part de la consommation de l’industrie
dans la consommation totale d’énergie plus importante
en Allemagne qu’en France, reflet d’une industrialisation
allemande plus importante.
20Fiche

La comparaison des situations énergétiques de la France et de l’Allemagne
Concernant la structure de la production électrique, les choix
historiques français et allemand ont conduit à dessiner des
mix de production électriques contrastés entre les deux pays :
•Alors que la France a choisi d’orienter son appareil de pro-
duction électrique vers la technologie nucléaire dès les an-
nées 1970 et de conforter ce choix, l’Allemagne a développé
le nucléaire dans des proportions moindres et a privilégié les
moyens utilisant les sources domestiques de production fos-
siles (61 % de son mix électrique en 2013), en particulier le
charbon et le lignite, dont elle dispose en abondance ;
• En Allemagne, à côté du parc nucléaire développé dans les
années 1970 et 1980 et appelé à fermer d’ici 2022, le gaz, en
grande majorité importé, est venu plus récemment complé-
ter ce mix. En outre, le charbon, dont le prix est aujourd’hui
très compétitif, reprend une place significative dans le mix
de production électrique allemand. De son côté, la France
dispose de ressources et de moyens de production hydrau-
liques (14 % du mix de production électrique en 2013), alors
que l’Allemagne en est moins bien dotée ;
• Plus récemment, depuis la fin des années 2000, l’Alle-
magne a fait le choix de développer massivement les tech-
nologies renouvelables de production électrique : bio-
masse, photovoltaïque et éolien, qui ont représenté en 2013
20 % de sa production d’énergie électrique (12 % pour les
seuls éolien et photovoltaïque).
Structure et évolution de la production d’électricité
La part des énergies renouvelables dans le mix de production
électrique est relativement proche entre les deux pays : 23 % en
Allemagne et 19 % en France. Toutefois, le poids des énergies
carbonées est nettement plus conséquent en Allemagne qu’en
France,notammentsuiteàladécisionallemandedefermerdes
centrales nucléaires, intervenue dès 2011. En effet, malgré le
développement parallèle des capacités EnR, les prix très faibles
du charbon ont conduit à une forte production d’électricité à
partir de cette source d’énergie outre-Rhin.
En dépit de ces mix de production électrique différents, la
sécurité d’alimentation électrique demeure un enjeu majeur
pour les deux pays à moyen-long terme. Le développement
de nouvelles capacités de production d’électricité, notam-
ment d’énergies renouvelables, combiné à la crise économique
et son impact sur la demande d’électricité, ont conduit à une
situation de surcapacité de production d’électricité en Europe.
Mais cette électricité n’est pas disponible en permanence et la
question de la sécurité d’alimentation reste un sujet de préoc-
cupation : la France est surtout soucieuse de disposer à terme
de suffisamment de capacité installée, tandis que l’Allemagne
fait face à cette même préoccupation dans le sud de son ter-
ritoire. Les besoins de flexibilité vont également en croissant
dans les deux pays pour faire face en particulier à l’intermit-
tence de la production issue des énergies renouvelables.
La différence de structure des appareils de production d’éner-
gie-etenparticulierd’électricité–sereflètedanslesémissions
de dioxyde de carbone (CO2) des parcs de production élec-
trique:en2011,lecontenuCO2moyend’unkWhd’électricité
est près de huit fois plus élevé en Allemagne qu’en France.
Cet écart se retrouve lorsqu’on compare les émissions to-
tales de GES des deux pays en 2011 : la France a émis près
de deux fois moins de gaz à effet de serre que l’Allemagne.
Les deux pays se sont engagés dans une lutte contre les
émissions de GES, en adoptant un objectif de division par
quatre de ces émissions à horizon 2050 (objectif dit « Fac-
teur 4 »). Mais partant d’une situation de départ très dif-
férenciée, les deux pays ont adopté des rythmes distincts :
• l’Allemagne s’est fixée pour objectif une réduction de
40 % de ses GES dès 2020 par rapport à leur niveau de 1990 ;
• la France s’est fixée une réduction de 40 % de ses émis-
sions de GES en 2030 par rapport à leur niveau de 1990.
Alors que l’Allemagne dispose encore de marges de ma-
nœuvre pour rendre son mix de production électrique moins
carboné, la France se trouve déjà dans une situation où la
production d’électricité est très faiblement carbonée. Pour
réduire drastiquement ses émissions de GES, la France devra
alors concentrer ses efforts sur les secteurs les plus émetteurs,
en priorité le transport et le chauffage au fioul. En outre,
les deux pays ne seront pas soumis aux mêmes contraintes
énergétiques à long terme, notamment en ce qui concerne
la demande d’énergie : alors que le dynamisme démogra-
phique français va augmenter la demande d’énergie dans les
prochaines années, la population allemande décline et conti-
nuera de décliner, ce qui in fine réduira mécaniquement la
consommation énergétique des ménages outre-Rhin.
Conséquences en termes d’émissions de ges
Décomposition des sources de la production d'électricité en Allemagne en 2013
Source : AGEB
Biomasse
8 %
Nucléaire
15 %
Charbon
45 %
Hydraulique
3 %
Autres EnR
12 %
Fioul 1 %
Gaz
15 %
Décomposition des sources de la production d'électricité en France en 2013
Source : RTE
1 % Fioul
Nucléaire
73 %
4 % Charbon
14 % Hydraulique
4 % Autres EnR
1 % Biomasse
4 % Gaz
Décomposition des sources de la production d'électricité
en Allemagne en 2013
Décomposition des sources de la production d'électricité
en France en 2013

21 Fiche
La stratégie bas carbone
du Royaume-Uni
Un objectif clair
La nécessité de construire près de 35 GW de nouvelles capa-
cités de production électrique pour remplacer les tranches
charbon et nucléaire installées dans les années 1970 et le
renversement, depuis le milieu des années 2000, de la
position nette exportatrice d’hydrocarbures du pays, ont
conduit les autorités britanniques à revoir en profondeur la
politique énergétique nationale. Depuis l’adoption en 2008
du Climate Change act, celle-ci vise désormais, à titre prin-
cipal, une réduction des émissions de CO2 de 34 % d’ici à
2020, et de 80 % d’ici à 20501
. Elle vise également à limiter
la dépendance aux importations pour renforcer la sécurité
d’approvisionnement, et à promouvoir les mécanismes de
marché, afin de préserver la compétitivité de l’offre énergé-
tique pour les entreprises et les ménages.
Pour atteindre ces objectifs, le gouvernement a décidé
de privilégier une approche globale, en agissant sur la
consommation et la production d’énergie sous toutes ses
formes. Concernant la consommation, il s’agit d’encoura-
ger le développement des usages climatiquement vertueux
et de réaliser par ailleurs des efforts pour améliorer l’inten-
sité énergétique du pays. Tous les secteurs économiques
seront concernés par ces efforts. A terme, en 2030, il est
même prévu que 50 % des économies d’énergie soient réa-
lisées dans le secteur des transports.
Dans le domaine de la production d’énergie, les pouvoirs
publics entendent là encore orienter les investissements
vers les sources énergétiques les moins carbonées.
Une chose est sûre, tant du point de vue de la production
que du point de vue de la consommation, le secteur élec-
trique est amené à jouer un rôle considérable dans la réus-
site de cette stratégie bas carbone.
Le Royaume-Uni est, derrière l’Allemagne, le deuxième Etat-membre de l’Union Européenne le plus émetteur de CO2
(472 Mt contre 728 Mt en Allemagne en 2012). Initialement peu enclines à s’investir dans la lutte contre le changement clima-
tique, les autorités britanniques se sont finalement engagées, dans la foulée de la publication du rapport Stern (2006), à réduire
de près de 80 %, d’ici à 2050, les émissions de CO2 du pays. Pour y parvenir, les pouvoirs publics ont choisi de bâtir une politique
énergétique nouvelle, centrée sur la poursuite d’un unique objectif : la réduction des émissions de CO2 de l’économie nationale.
0
100
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300
400
500
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1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050
2050
118 Mt CO2
2012
474 Mt CO2
Source : Department of Energy & Climate Change
(Ministère de l'Energie et du Changement Climatique britannique)
En Mt CO2
Evolution et objectif de réduction des émissions de CO2 au Royaume-Uni
1990
591 Mt CO2
Un moyen efficace : l’électrification des usages
En effet, le développement du secteur électrique, dès lors
qu’il repose sur un mix de production faiblement carboné,
constitue un moyen idéal pour atteindre cette cible clima-
tique ambitieuse. C’est la raison pour laquelle le gouverne-
ment britannique en a fait l’un des piliers de son objectif de
décarbonation.
Du côté de la production, la montée en puissance des
technologies bas carbone (nucléaire et EnR, avec un rôle
privilégié pour l’éolien) sera fortement encouragée.
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2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050
Energie annuelle produite
En TWh
Evolution prévisionnelle du mix électrique du Royaume-Uni
Autres EnR
Eolien offshore
Eolien onshore
Nucléaire
Thermique avec CCS
Thermique sans CCS
Source : Scénario prospectif 2013 de Nationalgrid
(Gestionnaire du Réseau de Transport britannqiue)
Evolution prévisionnelle du mix électrique du Royaume-Uni
Evolution et objectif de réduction des émissions
de CO2 au Royaume-Uni
1
Toutes ces évolutions sont calculées par rapport au niveau des émissions en 1990.

La stratégie bas carbone du Royaume-Uni
Une politique ambitieuse
Du côté des usages énergétiques, les transferts d’usages au
profit de l’électricité seront encouragés dans le transport
et la production de chaleur. En 2050, la part de l’électri-
cité dans le chauffage devrait ainsi atteindre 30 % (contre
10 % aujourd’hui) grâce notamment au développement des
pompes à chaleur. Dans les transports, il est prévu, à cette
même échéance, que les véhicules électriques et hybrides
représenteront 90 % du parc total des véhicules individuels.
Ainsi, contrairement à ce qui s’observe dans d’autres
Etats-membres, l’objectif n’est pas de réduire la demande
d’électricité mais au contraire d’en favoriser la pénétration
dans l’économie. D’ailleurs, si l’on en croit les projections
nationales, cette consommation devrait presque avoir
doublé en 2050.
0
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2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050
Décarbonation de l'économie et augmentation de la consommation d'électricité au Royaume-Uni
Source : Scénario prospectif 2013 de Nationalgrid
Consommation d'électricité en TWh
Emissions de CO2 en MtCO2
Consommation totale d'électricité
Emissions totales de CO2
Le succès d’une telle politique est bien sûr conditionné à
l’implication des acteurs privés. Conscient de cet enjeu, le
gouvernement britannique a su faire preuve de pragma-
tisme en menant à bien, en 2013, une réforme ambitieuse
de l’architecture du marché de l’énergie (promulgation le
18 décembre 2013 de l’Energy Act). Cette réforme vise à ga-
rantir aux acteurs privés la visibilité dont ils ont besoin pour
engager les milliards d’investissement attendus. Au nombre
des principales mesures adoptées figurent notamment :
• la mise en place d’un prix-plancher du CO2 afin de
pallier la faiblesse du prix sur l’ETS, la trajectoire de ce
prix-plancher devant permettre d’atteindre un prix de la
tonne de CO2 de 35 € en 2020 et de 85 € en 2030 ;
• l’instauration de contrats de long terme garantissant une
rémunération stable pour tous les investissements dans des
centrales électriques faiblement émettrices de CO2 : contract
for differences pour les EnR, le nucléaire, et les centrales équi-
pées d’un dispositif de captage et de stockage du CO2 (CCS);
feed-in-tariff pour les petites installations EnR ;
• la création d’un mécanisme de capacité pour les techno-
logies non éligibles aux contrats pour différence ;
•l’édiction de normes d’émissionsplafonnéesà450gCO2/kWh
pour les centrales thermiques, ce qui condamne le charbon
conventionnel hors CCS ;
• le lancement du programme « green deal » qui encoura-
gera les mesures d’efficacité énergétique et soutiendra les
investissements visant à limiter les effets du renchérisse-
ment attendu des prix de détail de l’énergie. Une « green
bank » à dotation publique aura pour mission de soutenir
financièrement ce programme.
Par ailleurs, dans un souci de simplicité et d’efficacité, la
conduite de la politique énergétique a été confiée à une
administration unique, le Department of Energy and
Climate Change, créée à cet effet en 2008. Celui-ci est assis-
té dans sa tâche par le régulateur en charge de l’électricité et
du gaz outre-Manche, l’Ofgem, qui s’est vu confirmé dans
sa fonction de surveillance des marchés.
Aussi économiquement et écologiquement vertueuse que
soit cette politique, son succès n’est toutefois pas assuré.
Le principal élément d’incertitude tient à l’acceptabilité
sociale de son coût, qui pourrait s’avérer élevé si les écono-
mies d’énergie se révélaient insuffisantes pour compenser
la hausse des prix aux consommateurs finals. Ce sujet est
d’autant plus sensible outre-Manche, que la question de
la précarité énergétique figure parmi les préoccupations
principales de l’opinion publique britannique.
Décarbonation de l'économie et augmentation de la
consommation d'électricité au Royaume-Uni

Le développement des énergies renouvelables variables, en
particulier solaires et éoliennes, rend cet équilibrage plus
complexe. En effet, ces énergies dépendent directement des
conditions météorologiques : elles sont donc aléatoires et
difficiles à prévoir. De plus, elles sont « fatales », c’est-à-dire
que leur production n’est aujourd’hui pas programmable et
doit être évacuée lorsqu’elle survient.
La production photovoltaïque est, par exemple, cyclique
(alternance jour / nuit), elle peut aussi varier fortement d’un
jour à l’autre en fonction de l’ensoleillement, tout comme la
production éolienne selon les conditions de vent. Ces va-
riations de production peuvent donc être significatives. Le
graphique ci-contre montre un exemple de l’ampleur des
variations de ces productions.
Ces variations de production sont en partie prévisibles.
En effet, l’erreur de prévision de la production éolienne
française pour le lendemain est, en moyenne, assez faible.
Cependant, certaines erreurs de prévision peuvent être im-
portantes, même si celles-ci ne surviennent que rarement,
si bien que des situations extrêmes peuvent se présenter.
En effet, malgré les trois régimes de vent français qui per-
mettent un certain foisonnement, le niveau de la produc-
tion éolienne nationale peut, en quelques heures, doubler
ou tripler, ou au contraire chuter à près de zéro.
Ainsi, plus il y a de capacités de production d’EnR variables
installées, plus le système électrique doit être en mesure de
faire face à des variations d’envergure et à des situations ex-
trêmes (surproduction d’EnR par rapport à la demande, ou
au contraire production d’EnR très faible devant être com-
pensée par des centrales programmables en « back-up » pour
satisfaire la demande). Ces situations sont partiellement pré-
visibles, mais leur existence nécessite des leviers de flexibilité.
Par conséquent, l’insertion dans le système électrique d’un
volume important et croissant d’EnR, dont la production est
variable impose le maintien de capacités de « back-up » pour
les épisodes de faible production et une meilleure flexibilité
du système électrique.
0
1 000
2 000
3 000
4 000
midi midi midi midi midi
01/08/2013 02/08/2013 03/08/2013 04/08/2013 05/08/2013
Production photovoltaïque
Production éolienne
Production
en MW
Source : RTE
Evolution de la production fatale d'électricité du 01/08/2013 au 05/08/2013
22Fiche
Les enjeux
des EnR variables pour
le système électrique
Les enjeux des EnR variables
En raison des propriétés physiques de l’électricité, l’équilibre entre la production et la consommation d’électricité doit être ri-
goureusement maintenu, sous peine d’effondrement du système électrique. Aussi, la demande variant au cours de la journée,
de la semaine et de l’année, le parc de production doit répondre à ces variations par la modification de la puissance, l’arrêt ou
la mise en marche de moyens de production. Cet ajustement peut être opéré sur des centrales situées sur le territoire national
ou situées dans des pays voisins en donnant lieu dans ce cas à des échanges d’énergie avec ces pays voisins. La flexibilité de la
demande concourt également à cet équilibrage.
0
20
40
60
80
100
0
1
2
3
4
5
midi midi midi midi
15/01/2013 16/01/2013 17/01/2013 18/01/2013
Production photovoltaïque Production éolienne Consommation
Production
en GW
Production éolienne
très inférieure à la moyenne
0,9 GW
Source : RTE
Pic de consommation annuel
92,8 GW
Production
photovoltaïque nulle
0 GW
Consommation
en GW
Niveau de la production fatale d'électricité lors du pic de consommation annuel de 2013
Niveau de la production fatale d’électricité
lors du pic de consommation annuel de 2013
Evolution de la production fatale d'électricité
du 01/08/2013 au 05/08/2013

L’enjeu du foisonnement et du développement réseau
Le foisonnement des productions renouvelables variables
s’améliore quand on les observe sur une zone géographique
élargie. Ainsi, l’existence de différents régimes de vents et
l’ensoleillement glissant sur plusieurs latitudes permettent
de mutualiser les productions éoliennes et photovoltaïques,
sous réserve toutefois de l’existence d’un réseau électrique
suffisant pour transporter cette production. Cependant,
même à l’échelle de l’Europe, le phénomène du foisonne-
ment ne conduit pas à une production régulière. En effet, la
production reste aléatoire et il existe des périodes très peu
ventées et des périodes de très faible ensoleillement, et ce,
sur l’ensemble de l’Europe.
Renforcer les interconnexions européennes permet de
réaliser plus d’échanges et ainsi de faciliter l’évacuation
et l’utilisation des productions renouvelables. Les déve-
loppements des interconnexions doivent toutefois rester
économiquement efficaces dans l’intérêt final des consom-
mateurs. Il importe donc de s’assurer que les arbitrages
aux frontières qu’ils permettent de réaliser, notamment en
exploitant mieux le foisonnement de la production renou-
velable, dégagent des économies de coûts de production
supérieures aux coûts des infrastructures : construire des
infrastructures afin de pouvoir évacuer la production 100 %
du temps serait économiquement déraisonnable.
L’adaptation du parc de production
Le développement de capacités de production EnR va-
riable exige le maintien de capacités de « back-up » pour
garantir la sécurité d’alimentation électrique. Ces capa-
cités programmables doivent aussi être flexibles pour ré-
pondre rapidement aux situations imprévues. Dans le cas
français, la présence importante de moyens hydrauliques
sert de fait de « back-up » en-deçà d’un certain seuil de
développement des EnR, mais doit être complétée par des
moyens thermiques au-delà. Si l’insertion d’EnR se fait de
manière massive, la nécessité de disposer de ces capacités de
« back-up » aura un coût pour la collectivité.
Le pilotage des EnR en situation de surproduction
Un levier d’ajustement dans des situations de surproduc-
tion en période creuse peut être d’écrêter la production
des énergies fatales, en arrêtant certaines installations. Le
cadre actuel de soutien des énergies renouvelables n’est pas
adapté à un tel fonctionnement car il incite les producteurs
d’EnR à produire le plus possible, indépendamment de la
situation du système. Ce cadre doit donc évoluer afin que
le fonctionnement des EnR s’intègre efficacement dans le
système électrique et que leur production soit pilotée, afin
de pouvoir être interrompue en situation de surproduction.
Le besoin de mieux gérer la demande
Un autre levier possible est d’agir sur la consommation
d’électricité : une demande d’électricité plus réactive per-
mettrait de déplacer la consommation vers les périodes où
le coût marginal est le plus faible comme la nuit ou comme
lors d’épisodes de forte production des énergies renouve-
lables variables.
La gestion de la demande nécessite des signaux de prix
incitatifs et sera dynamisée par le développement des
réseaux de distribution intelligents. La gestion de la de-
mande contribuera plus fortement à la gestion du système
donc à la fois grâce à l’innovation dans les réseaux, dans les
usages de l’électricité et dans leur pilotage (via l’effacement
par exemple), dans l’accès simultané à plusieurs marchés
(énergie, services systèmes, capacité…) et par la voie régle-
mentaire. Mais ces développements ont un coût qui devra
rester inférieur aux bénéfices procurés pour être économi-
quement efficaces. Ils impliquent également d’assumer une
politique de prix élevés à la pointe lorsque les coûts sont
les plus importants afin de véhiculer des signaux de prix
incitatifs.
Le développement des EnR variables modifie le fonction-
nement du système électrique. Leurs productions sont
variables, partiellement prévisibles et ne surviennent pas
toujours aux moments les plus opportuns. Le stockage
de l’électricité n’étant pas économique pour l’instant, le
système électrique doit donc s’adapter pour les intégrer de
la façon la plus efficace possible (écrêtement des EnR en
situation de surproduction, développement de moyens
programmables en back-up, développements des réseaux,
pilotage de la demande). Cette adaptation a dans tous les
cas un coût, qui croît avec le développement des EnR. Elle
doit se faire au moindre coût pour la collectivité, en agis-
sant à tous les niveaux de la chaîne de valeur du système
électrique, ce qui nécessite encore d’importantes innova-
tions, notamment au niveau des réseaux, de la gestion de la
demande et de l’architecture de marché associée.
Les leviers d’intégration des EnR variables
Les enjeux des EnR variables pour le système électrique

23Fiche
Les bénéfices de
l’interconnexion
européenne
Le besoin croissant de nouvelles capacités d’interconnexions
L’interconnexion des réseaux de transport d’électricité per-
met aux systèmes électriques d’échanger de l’énergie entre
eux. Ces échanges sont bénéfiques à triple titre.
Les interconnexions permettent une assistance mu-
tuelle entre systèmes électriques. Lorsqu’un système
doit faire face à l’indisponibilité fortuite d’un groupe de
production ou à un appel de demande extrême, les inter-
connexions permettent une réponse collective. En mutua-
lisant les ressources et les réserves, les interconnexions per-
mettent d’assurer la sûreté des systèmes à moindre coût.
Les interconnexions permettent de minimiser le coût de
production du système interconnecté.Lesarbitrageséco-
nomiques réalisés via les marchés de gros, et notamment par
les couplages de marché, permettent d’optimiser les échanges
transfrontaliers car ils permettent de mobiliser la ressource
disponible la plus compétitive.
En permettant d’optimiser l’utilisation des moyens de
production de manière transfrontalière, les intercon-
nexions entraînent une diminution des besoins de capacité
installéenécessaireàsécuriserl’alimentationenélectricité.
Les interconnexions contribuent ainsi à améliorer l’effica-
cité économique du système électrique tant que leurs coûts
de construction ne sont pas plus importants que les béné-
fices engendrés1
. Les plus grands bénéfices peuvent être
attendus pour les interconnexions reliant des systèmes
avec des écarts de prix importants, comme celles reliant
la Grande-Bretagne à la France, ou les interconnexions
reliant des systèmes aux ressources complémentaires,
comme celles entre l’Allemagne - où la production inter-
mittente est importante - et la Suède, qui dispose d’impor-
tantes ressources hydrauliques programmables.
La France n’est pas une île électrique : 111,6 milliards de kWh ont été échangés en 2013 avec nos partenaires européens, dont
près de 80 milliards à l’export. Les échanges aux frontières permettent de minimiser les coûts de production de l’électricité tout
en assurant la sécurité des systèmes électriques interconnectés. Selon l’ENTSO-E, l’association des gestionnaires de réseau de
transport d’électricité européens, le développement de capacités d’interconnexions en Europe est économiquement pertinent
à de nombreuses frontières. Les gestionnaires de réseau doivent cependant faire face à un certain nombre de défis dans les
projets de développement de nouvelles lignes d’interconnexion.
1
En effet, plus des systèmes sont interconnectés, moins l’ajout d’une nouvelle capacité d’interconnexion engendrera de bénéfices. Il y a donc un arbitrage à réaliser entre les gains procurés par
une interconnexion supplémentaire et le coût de l’interconnexion.
Source : UFE selon ENTSOE

0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
2011 2012 2013
En import En export
Source : RTE
Pas horaires pour lesquels l'interconnexion France-Allemagne est saturée en J-1
En %
52 %
36 %
33 %
Les bénéfices de l’interconnexion européenne
Les gestionnaires de réseau doivent faire face à de nom-
breux défis dans les projets de développement de nouvelles
lignes d’interconnexion.
Des défis économiques : la situation de surcapacité de
production en Europe, liée à la fois aux conséquences de
la crise sur la demande et au développement massif des re-
nouvelables sans lien avec les besoins du système, a limité
la fréquence des situations de prix extrêmes, et par la même
occasion l’ampleur des différences de prix entre systèmes
électriques4
. L’intérêt économique des interconnexions se
trouve donc transitoirement amoindri. La valorisation de
la contribution des interconnexions à la sécurité d’appro-
visionnement n’est pas révélée aujourd’hui en Europe dans
des marchés « energy only », qui révèlent mal le prix de la
sécurité d’alimentation. Les enjeux de réduction des émis-
sions de CO2 devraient également dynamiser le dévelop-
pement de certaines interconnexions mais le signal de prix
du carbone reste trop faible.
Des défis d’acceptabilité sociétale : le développement
des interconnexions est freiné par le manque d’accep-
tabilité des populations subissant les désagréments des
projets. Les phénomènes sociétaux de type NIMBY (Not In
My BackYard) ont contribué à la longueur de la procédure
(14 années de négociations) pour la construction de l’inter-
connexion entre la France et l’Espagne, et à des coûts 7 fois
supérieurs aux prévisions initiales.
Des défis administratifs : en Europe, le développement
des interconnexions est également freiné par la longueur
des délais d’instruction administrative. La réglementation
française est particulièrement restrictive puisque les seuils
de soumission aux études d’impact des projets publics et
privés sur l’environnement qui s’appliquent en France sont
beaucoup plus contraignants que ceux retenus par les di-
rectives européennes5
.
Et parfois, des défis techniques : la construction de
lignes haute tension dans les zones maritimes ou monta-
gneuses entraîne de véritables défis techniques, à l’instar
de l’interconnexion entre la France et l’Espagne, creusée
sous la chaîne montagneuse des Pyrénées, ou des projets
d’interconnexions sous-marines. Ces défis techniques se
traduisent le plus souvent par des coûts importants ce qui
renvoie au défi de l’efficacité économique du développe-
ment des interconnexions.
Des barrières à lever
2
En effet, l’Allemagne, dont les prix de gros sont significativement inférieurs aux prix français, est désormais structurellement exportatrice vers la France. Cela résulte de la conjonction d’une baisse
importante des prix du CO2 et du charbon et de volumes de production EnR très importants.
3
Association européenne des réseaux de transport d’électricité
4
Selon l’ENTSO-E, 75 % des projets d’interconnexion actuels ont pour motivation principale la gestion des risques que fait peser sur le système le développement des énergies renouvelables variables.
5
Notamment la Directive 85/337/CEE du 27 juin 1985
Lesinterconnexionsvontdanslesensdel’intégrationeuropéenne,
car elles introduisent plus de compétition économique entre
les systèmes électriques. Le principe est simple : une inter-
connexion permet à un pays dont l’électricité est peu chère
de l’offrir sur le marché d’un pays voisin où elle sera retenue
jusqu’à égalisation des prix de marché de gros ou saturation
des interconnexions. Les écarts de prix entre deux systèmes
électriques reflètent ainsi les situations où la capacité d’inter-
connexion est saturée.
Les prix de gros étaient identiques en France et en
Allemagne 45 % du temps en 2013, ce qui signifie que
les capacités d’interconnexion étaient saturées 52 % du
temps. Le nombre de ces situations s’accroît avec le dévelop-
pement des énergies renouvelables variables2
et conjonctu-
rellement avec la compétitivité du charbon allemand. Dans
ces conditions, de nouvelles capacités d’interconnexions
seraient économiquement pertinentes et donc souhai-
tables. L’ENTSO-E3
a estimé en 2013 que la construction de
46,6 GW d’interconnexions supplémentaires est économi-
quement pertinente à horizon 2023 en Union Européenne.
Les interconnexions : une condition de réussite du Marché Unique européen
Pas horaires pour lesquels l'interconnexion
France-Allemagne est saturée en J-1

L’Union Européenne s’était fixé en 2008 des objectifs « 3x20 » pour l’horizon 2020 en matière de CO2, d’énergies renouve-
lables et d’efficacité énergétique. Or, la situation actuelle du marché de l’électricité en Europe a mis en exergue un aspect for-
tement interdépendant, initialement sous‐estimé, de ces objectifs. Il en résulte que, globalement, la politique Energie‐Climat
de l’Union Européenne est aujourd’hui engagée dans une impasse.
24Fiche
L’incohérence des
politiques énergétiques et
climatiques européennes
Un « Paquet Energie-Climat » : 3 objectifs à l’horizon 2020
L’Union Européenne s’est fixé 3 objectifs majeurs, définis
dans le Paquet législatif Energie-Climat, adopté en 2008, et
déclinés au niveau français.
La transposition au niveau français de ces objectifs a été
déclinée comme suit :
1
Le Paquet Energie-Climat a confirmé l’objectif de réduction de 20 % des émissions de CO2 de l’Europe à l’horizon 2020 à travers deux outils : un système d’échanges de quotas d’émissions de CO2
pour certains secteurs (industrie, électricité notamment) appelé ETS « Emission Trading System », et un objectif de réduction globale pour d’autres secteurs (transports, bâtiment…).
Energie Objectifs de l'UE "3x20" Objectifs déclinés pour la France
Gaz à Effet de Serre
(GES)
-20 % d'émissions de GES en 2020 par
rapport à 1990
-21 % par rapport à 2005 pour les
secteurs soumis à ETS
Participation des entreprises des
secteurs ETS au marché de permis
-14 % d'émissions par rapport à 1990
pour les autres secteurs (hors ETS)
Energies
renouvelables (EnR)
20 % d'EnR dans la consommation finale
d'énergie en 2020
23 % d'EnR dans la consommation finale
d'énergie en France en 2020
Efficacité
Energétique
20 % d'économies d'énergie en 2030
20 % d'économies d'énergie en 2020
(soit une consommation finale de
1500 TWh en 2020)
Des dysfonctionnements et des incohérences majeurs
L’Europe a probablement sous-estimé, au départ, la difficulté
intrinsèque qu’il y avait à atteindre simultanément les trois
objectifs qui avaient été fixés pour l’horizon 2020 en matière
de CO2, d’énergies renouvelables et d’efficacité énergétique.
Cette difficulté a été aggravée par les dysfonctionnements
causés par le manque de cohérence et de convergence dans
leur mise en œuvre entre :
•Lamiseenplacedes«3x20»;
•Lesystèmeeuropéend’échangedequotasd’émissionsdeCO2;
• La construction du marché unique de l’énergie.
Divers effets contreproductifs d’une politique sur l’autre
peuvent en effet être constatés.
Les mesures d’efficacité énergétique et le développement des
EnRélectriquesontengendréunebaissedesémissionsdeCO2
qui n’a pas été suffisamment prise en compte dans la définition
initiale de l’objectif « -20 % CO2 » du Paquet Energie-Climat.
Cela a eu un effet dépressif sur le prix du CO2, ce qui a accru
encore la compétitivité des centrales thermiques au charbon
et au lignite par rapport aux centrales à cycle combiné gaz,
pourtant plus performantes en termes d’émissions de CO2.
Ce phénomène, aggravé par la crise économique et par la
baisse de la consommation d’électricité, a entrainé un excé-
dent de quotas sur le marché carbone, et une chute du prix
du CO2 (entre 3 et 5 € la tonne).

0
5
10
15
20
25
30
35
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Les émissions
de 2005
sont rendues
publiques
Surplus non
transférables
en phase 2
Annonce des
objectifs EU ETS
pour 2020
Crise
économique
et financière
Nouvel équilibre dans un contexte
de reprise molle
Crise de la dette
et dégradation
des perspectives
économiques
de croissance
32 €/tCO2
Prix du CO2
en €/tCO2
Sources : Chaire économie du climat selon données Bluenext et ICE
3 €/tCO2
Le prix profondément déprimé du CO2, fixé par le marché EU-ETS, contredit les ambitions de la politique Energie-Climat de
l’Union Européenne. Ce prix est actuellement d’environ 5 €/tCO2, alors qu’il dépassait 30 €/t en 2008, année où a été adopté
le Paquet Energie-Climat.
25Fiche Les dysfonctionnementS
du marché européen du CO2
Un prix du co2 trop bas
Le marché ETS permettant aux acteurs de faire des arbi-
trages entre périodes, ce prix n’est pas un simple signal de
court terme, il intègre les anticipations de long terme des
acteurs.
Un tel niveau de prix ne déclenche aucun investissement
dans les technologies bas carbone, et encourage l’utili-
sation maximale en Europe des capacités existantes de
production d’électricité à base de lignite ou charbon :
on le constate en 2013 comme en 2012.
On peut noter que le bas prix du CO2 et la baisse du prix
du charbon sont des facteurs importants qui expliquent
la hausse des exportations d’électricité de l’Allemagne en
Europe, deuxième exportateur derrière la France en 2013.
Ainsi, les productions à base de charbon et lignite, souvent
disponibles du fait des surcapacités, s’imposent dès qu’elles
entrent en concurrence avec les cycles combinés gaz des
pays voisins.
La trajectoire d’offre de quotas a été fixée par l’UE avant la
crise économique, et traduisait sa volonté et son engagement
de baisser ses émissions. Mais la demande de quotas, c’est-
à-dire le niveau d’émissions, a subi les effets de la crise et
notamment une baisse prononcée de l’activité de la grande
industrie : la crise conduit les émissions à un niveau infé-
rieur à celui attendu lors de l’engagement européen. L’offre de
quotas excédant la demande, le prix du CO2 s’est effondré.
A cet effet premier de la crise, s’ajoutent les effets des poli-
tiques de soutien aux EnR ou d’efficacité énergétique, mal
pris en compte lors de la définition des objectifs CO2 :
celles-ci effaçant des quantités supplémentaires d’émissions
de CO2, le déséquilibre entre offre et demande s’accroît,
tirant encore plus le prix du CO2 vers le bas.
Dans ce contexte, tout effort supplémentaire de réduction
des émissions déprime le prix du CO2 et encourage en
retour les technologies ou les installations très émettrices.
Le prix de la tonne de CO2 depuis 2005

Les dysfonctionnements du marché européen du CO2
ets :un instrument-clé vers une économie bas carbone
Une réforme structurelle indispensable
Il constitue en effet, dans son principe, un bon mécanisme
pour accompagner la réduction des émissions de CO2 et
faciliter la transition vers une économie bas carbone au
moindre coût. Le marché incite à choisir les actions les
plus efficaces, rentables au regard du prix de marché, alors
qu’un pilotage par plusieurs objectifs, particulièrement s’ils
sont contraignants, conduit à effectuer des investissements
qui peuvent être très coûteux à la tonne d’émission évitée.
On voit aujourd’hui dans certains pays des mesures, avec
des coûts implicites de plusieurs centaines d’euros par
tonne de CO2 évitée, alors que, par exemple, le recours aux
cycles combinés gaz plutôt qu’aux centrales charbon se jus-
tifie dès que le prix est de 50 à 60 €/tCO2.
Pour être efficace, le mécanisme ETS doit d’une part, offrir
un niveau suffisant d’incitations pour investir dans des ac-
tifs peu ou pas carbonés ; et d’autre part, assurer cette inci-
tation dans la durée, car les investissements dans le secteur
électrique relèvent de choix de long terme.
Les propositions publiées par la Commission Européenne
en janvier 2014, qui plaident pour la fixation d’un objectif
européen contraignant de 40 % de réduction des émissions
de CO2 à l’horizon 2030, constituent un premier pas enga-
geant pour donner aux acteurs la visibilité de long terme
dont ils ont besoin pour investir. C’est pourquoi la France
doit impérativement pousser l’adoption officielle de cet ob-
jectif de long terme par l’Union Européenne. Par ailleurs,
en complément de la fixation d’un objectif unique, contrai-
gnant et ambitieux à l’horizon 2030, le mécanisme ETS doit
encore être réajusté et renforcé par des mesures structurelles
profondes.
Dans ce cadre, il importe de mettre en œuvre une véritable
réforme structurelle du mécanisme, afin d’en assurer la sta-
bilité et l’efficacité à long terme :
• Une mesure ponctuelle et rapidement opérationnelle
de court terme a déjà été prise : l’ajustement immédiat
(backloading) de l’offre de quotas, indispensable pour affi-
cher la mobilisation européenne sur le mécanisme ETS ;
• Une mesure de plus long terme doit suivre : la gestion
dynamique de l’offre de quotas, qui consisterait en l’ajuste-
ment, plus ou moins automatique, de cette offre en fonc-
tion de critères à définir.
Structurellement, le marché ETS repose sur une offre de
quotas déterminée au préalable et qui demeure fixe sur
l’ensemble de la période (pour la phase 3 jusqu’en juin
2020). En revanche, la demande varie plus rapidement et
en fonction de plusieurs facteurs (les objectifs de réduc-
tion des émissions de CO2 assignés par voie règlementaire,
les autres politiques publiques présentant des interactions
avec la réduction des émissions de CO2, l’environnement
macro-économique).
Ces règles de fonctionnement du système ETS sont
aujourd’hui trop rigides et devraient être adaptées afin
de permettre un pilotage plus fin du système. Il est donc
nécessaire de s’orienter vers une gestion plus dynamique
de l’offre. La Commission Européenne a proposé une
réserve de stabilisation des prix : il faut s’assurer que le
mécanisme proposé a la puissance suffisante (réactivité,
volumes,…) pour corriger les défauts constatés. Il n’est pas
certain que ses effets soient rapides. En outre, elle s’attaque
au symptôme et non au mal, qui est la faible efficacité
carbonedenombreusesactionsdepolitiqueénergétique.Par
ailleurs, le Royaume-Uni a développé une autre approche,
enfixantunprix-plancherduCO2(carbonpricefloor)etune
trajectoire de référence, à laquelle il convient de rester
attentif. L’ensemble des options pour une réforme ambi-
tieuseàpluslongtermenécessitentd’êtreétudiées.Ilfaudra,
dans ces réflexions, veiller à protéger des effets d’un prix
du CO2 plus élevé qu’aujourd’hui la partie de l’industrie
européenne qui pourrait se trouver pénalisée face à la
concurrence mondiale.

Dans un contexte de crise économique profonde et d’excès d’offre, la poursuite du développement des EnR induit une baisse
des prix de gros de l’électricité : les actifs existants peinent de plus en plus à recouvrer leurs coûts, avec des acteurs conduits à
s’en délester définitivement ou temporairement pour tenter d’endiguer leurs pertes. Dans le même temps, le marché de l’éner-
gie n’envoie pas un signal de prix susceptible de déclencher les décisions d’investissements répondant aux enjeux de sécurité
d’alimentation à moyen terme. Sans correction visant à compléter le signal de prix énergie, il en va à terme de la sécurité
d’approvisionnement de l’Europe.
La situation
des utilities européennes
Un secteur soumis à de profondes mutations
Des décisions structurantes pour les marchés de l’énergie
ont été prises ces 20 dernières années en Europe :
• Le passage d’un régime monopolistique à un régime de mar-
ché ouvert afin de construire un marché intérieur intégré ;
• L’adoption du paquet énergie-climat dit du « 3x20 » : -20 %
d’émissions de GES, 20% d’EnR, +20% d’efficacité énergétique
d’ici 2020, et mise en place d’un marché du CO2 (ETS) ;
• La redéfinition par les Etats-membres de leur politique
énergétique nationale, à travers leur « transition énergétique »,
devant induire à long terme une modification en profondeur
de leurs mix et modes de consommation énergétiques.
Le secteur électrique est un des piliers essentiels de ces
politiques et les acteurs qui le composent seront appelés à
participer directement au financement des investissements
attendus pour atteindre les objectifs.
Or, force est de constater que l’Europe est entrée dans
une crise de la régulation des marchés électriques qui va
s’approfondissant compte tenu de la discordance entre une
politique européenne conçue dans les années 2000 et mise
en œuvre dans les années 2010.
La crise économique profonde, qui n’a pas été anticipée, a
induit un choc significatif de demande qui ne retrouvera
probablement son niveau d’avant-crise que dans la fin de
la décennie, alors qu’une hausse sensible de demande était
initialement attendue. Dans le même temps, les capaci-
tés de production EnR se sont significativement dévelop-
pées, parfois à un rythme mal contrôlé, compte tenu des
politiques de soutien mises en œuvre par les Etats pour
atteindre leurs objectifs EnR, le plus souvent fondées sur
des tarifs d’achat.
1
Le terme utilities est un terme anglais qui désigne les entreprises de services à la collectivité comme la production et la distribution de l’eau, de gaz et d’électricité.
0
50
100
150
200
250
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Valeur moyenne annuelle
Indice base 100 en 2005
EDF
GDF SUEZ
RWE
E.ON
Source : Cotations publiques
Evolution de la cotation boursière des utilities en France et en Allemagne
Evolution de la cotation boursière des utilities1
en France et en Allemagne
Malgré la sortie de
crise économique, les
principales entreprises
de l’énergie ont vu
leur cotation boursière
perdre 50 % de leur
valeur de 2009 à 2013.
26Fiche

La situation des utilities européennes
Une crise de la régulation
Des prix de détail déconnectés des prix de gros
Des situations diffèrentes d’un marché à l’autre
Une visibilité indispensable pour les acteurs
Des conséquences majeures en résultent pour les utilities
européennes :
• Une situation de surcapacité globale s’est installée avec
le renouvellement et le développement de moyens ther-
miques conventionnels entamés dans la première moitié
des années 2000 sans que ni la crise, ni le rythme de déve-
loppement des EnR, n’aient pu être anticipés.
• Des impacts significatifs sont constatés sur les prix
puisque les volumes importants de production EnR
réduisent les besoins de production thermique. Comme
par ailleurs les prix bas du charbon et du CO2 repoussent
le gaz après le charbon dans l’ordre de mérite, les moyens
gaz sont évincés au profit du charbon.
Il en résulte une baisse tendancielle des prix de gros et
un écrasement des écarts de prix entre base et pointe.
Le développement massif d’EnR subventionnées conduit
ainsi à un double effet dépressif sur les moyens conven-
tionnels : de moindres prix collectés moins d’heures dans
l’année induisent mécaniquement une difficulté croissante
pour ces derniers à couvrir leurs coûts fixes.
L’afflux des EnR sur les marchés de gros combiné à la compé-
titivité de la production à partir de charbon (du fait des prix
bas du charbon et du CO2) conduisent au constat inattendu
d’un développement soutenu des EnR qui s’accompagne
dans certains pays d’une hausse des émissions de CO2.
C’est donc dans une situation particulièrement critique,
dont l’évolution est très incertaine, que se retrouvent
aujourd’hui les utilities européennes : à court terme, la ré-
munération de leurs actifs conventionnels n’est pas assurée
par le niveau atteint par les prix de gros. A long terme, les
incitations à investir pour assurer le renouvellement des
parcs et la sécurité d’approvisionnement sont inexistantes.
Partout où leur développement a été mal contrôlé, les
EnR ont généré des surcoûts croissants pour la collecti-
vité : ils sont estimés à 23 Md€ en Allemagne, à plus de
11 Md€ en Italie, à 3 Md€ en France tandis que le déficit
tarifaire espagnol2
cumulé fin 2013 atteint 30 Md€ dont
4 pour cette seule année. En Allemagne, ce surcoût est su-
périeur à la valeur « marché » de l’ensemble des 600 TWh qui
y consommés. Ces surcoûts, associés à ceux de la nécessaire
adaptation des réseaux, accroissent la facture du consomma-
teur et le découplage avec les prix de gros qui s’effondrent.
• En Allemagne, les opérateurs historiques sont fortement
affectés : ils constatent une forte baisse de la rentabilité de
leurs actifs conventionnels et sont conduits à mettre sous
cocon ou à déclasser des centrales à gaz, même récentes.
• En Italie, malgré les prix les plus élevés d’Europe, les ac-
tifs ne couvrent pas non plus leurs coûts.
• En Espagne, la rémunération des actifs est également
problématique tandis que de nouvelles règles de fixation du
prix au client final pourraient encore aggraver la situation.
• Au Royaume-Uni, la situation s’avère moins tendue pour
les acteurs que pour le système du fait d’un moindre dé-
veloppement des EnR, mais les autorités sont conscientes
que sans réforme de l’architecture de marché, les enjeux du
renouvellement du parc qui se posent dès maintenant ne
pourront être relevés.
Le manque de visibilité pour les acteurs et les fortes incerti-
tudes qui pèsent sur le secteur ne sont pas compatibles avec
l’horizondedécisiond’investissementsdesacteursdansdesac-
tifsauxtempsdedéveloppementetauxduréesdevietrèslongs.
Le système électrique européen a subi ces 5 dernières années
une mutation durable et appelée à se poursuivre du fait du
développement des EnR : de nouveaux investisseurs, à côté des
utilities, sont apparus pour participer à ces transformations.
Mais le système électrique ne pourra avant longtemps s’af-
franchir du besoin en moyens de base et en réseaux, cœur
de métier des utilities historiques : leur disparition, qui n’est
pas exclue dans certains Etats-membres, pourrait induire
une profonde déstabilisation de la compétence industrielle
et éroder la surface financière des acteurs, pourtant indis-
pensables à la compétitivité future des systèmes électriques.
Alors que les opérateurs européens sont conduits dans
les conditions actuelles du marché à mettre en sommeil,
voire à fermer de manière anticipée, certaines centrales, y
compris récentes, la question des incitations aux investis-
sements futurs reste essentielle, et avec elle celle des enjeux
de la sécurité d’approvisionnement dans des conditions
compétitives. Les réflexions récentes sur la mise en place
de mécanismes de capacité, dans plusieurs Etats, et notam-
ment en France, doivent être poursuivies et encouragées.
2
Le déficit tarifaire espagnol tient à la différence entre les recettes collectées par le système pour recouvrer l’ensemble de ses coûts « régulés » (réseaux, subventions aux EnR, annuité de la dette
passée, etc.) et le coût effectivement supporté. Malgré les tentatives du gouvernement d’endiguer le flux de dette future (moratoire en vigueur depuis janvier 2012 sur toutes les nouvelles instal-
lations) et de réduire le coût de son stock (mesures visant à reprendre rétroactivement une partie des subventions passées), le déficit continue de se creuser du fait du rétrécissement de l’assiette
des recettes (baisse de la demande) et de la baisse des prix de gros plus importante que prévue.

L’évolution des prix de gros
et des prix de détail de
l’électricité
L’évolution des composantes du prix de l’électricité
L’analyse de l’évolution du prix de détail nécessite d’exami-
ner ses trois composantes :
• La fourniture d’énergie (la production et la commerciali-
sation de l’électricité),
• L’acheminement de l’électricité (par les réseaux de trans-
port et de distribution),
• Les taxes ou équivalents (financement du soutien aux
EnR, TVA, taxes locales et autres taxes diverses).
Le développement important des énergies renouvelables
(éolien et photovoltaïque notamment) dans de nombreux
pays européens, à un rythme notablement supérieur aux
besoins du système électrique, conjugué aux effets de la
crise économique sur la consommation provoque un su-
réquipement en capacités de production. Ces situations,
combinées aux prix bas du charbon et du CO2, expliquent
une dépréciation des prix de gros de l’électricité. Ainsi, la
part énergie du prix de détail de l’électricité diminue en
Europe partout où elle est dirigée par les prix de marché.
Le développement de ces capacités renouvelables résulte
d’une politique publique de soutien qui engendre un coût.
Ce coût est répercuté sur les factures des consommateurs
d’électricité via la fiscalité dans la part « taxes » du prix de
détail. En France, ce coût est répercuté dans la Contribu-
tion au Service Public de l’Electricité (CSPE1
), et en Alle-
magne dans la contribution sur les énergies renouvelables
« Erneuerbare-Energien-Gesetz » (EEG-Umlage).
Il est à noter que cette baisse des prix de gros éloigne un
peu plus les filières qui ont besoin d’être soutenues de la
compétitivité. Elle se traduit par un renchérissement des
charges de service public, qui sont essentiellement réper-
cutées sur les petits et moyens consommateurs.
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2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
En €/MWh
Instabilité des prix
liée à la crise
Source : EEX
Baisse des prix de gros
depuis 2011
Evolution des prix de gros de l'électricité en France depuis 2005
0
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2009 S1 2009 S2 2010 S1 2010 S2 2011 S1 2011 S2 2012 S1 2012 S2 2013 S1
En €/MWh
Source : Eurostat
Augmentation des prix de détail
depuis 2010
Prix moyen de l'électricité pour consommateurs domestiques dans l'Union Européenne
Prix moyen de l'électricité pour les consommateurs particuliers
dans l'Union Européenne
Evolution des prix de gros de l'électricité en France depuis 2005
1
La CSPE permet également de financer la péréquation tarifaire et les dispositions sociales liées à la précarité énergétique.
Depuis 2010, on observe en Europe que l’évolution des prix de détail de l’électricité ne suit plus celle des prix de gros. Ces
derniers ont atteint leur niveau le plus bas observé en France depuis 2005, alors que les prix de détail ont évolué continûment
à la hausse.
Source : EEX Source : Eurostat
27Fiche

L’évolution des prix de gros et des prix de détail de l’électricité
Dans les deux pays, ces contributions ont subi des hausses
importantes. En Allemagne, l’EEG-Umlage est passée de
13,1 €/MWh en 2009 à 62,4 €/MWh en 2014, soit une
multiplication par 5 environ. En France, la CSPE est passée
4,5 €/MWh en 2010 à 16,5 €/MWh le 1er
janvier 2014,
essentiellement du fait de la croissance du besoin de finan-
cement du soutien aux énergies renouvelables.
En sus du coût du soutien aux énergies renouvelables,
l’introduction des EnR nécessite le développement,
l’adaptation et le renforcement des réseaux de transport
et de distribution d’électricité. Ainsi, ENTSO-E estime que
50 % à 75 % des renforcements ou développements du
réseau de transport européen à réaliser dans les dix années
à venir auront pour but de permettre l’intégration des
énergiesrenouvelablesintermittentes3
.EnEurope,lapartde
l’acheminement de l’électricité a augmenté de plus de 20 %
entre 2008 et 2013.
De façon générale, malgré la baisse de la part énergie liée
à l’évolution des prix de gros, les petits consommateurs
européens ont vu leur prix de l’électricité augmenter
principalement en raison de la hausse des coûts du soutien
aux EnR et des coûts des réseaux.
3
Ten Year Network Development Plan 2012, ENTSOE
0
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2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
3,5 Md€
22 Md€
En Md€
Part EnR dans CSPE
Contribution EEG
Source : CRE, BDEW
Evolution du coût du soutien aux énergies renouvelables en France et en AllemagneEvolution du soutien aux énergies renouvelables en France et en Allemagne
Sources : CRE, BDEW

28Fiche
Un signal CO2 fort
pour la baisse du recours
au charbon
Le charbon et le gaz deux énergies substituables
Un prix du charbon plus compétitif que celui du gaz
En Europe, 27 % de l’électricité est produite à partir de
charbon, contre 19 % à partir de gaz1
. Le charbon2
est
d’ailleurs la source d’énergie la plus utilisée en Allemagne
dans la production d’électricité (46 %), malgré le dévelop-
pement important de capacités de production d’origine
renouvelable.
Et pourtant, le charbon est l’énergie la plus émettrice de CO2.
Au total, le secteur électrique est responsable de plus du tiers
des émissions de CO2 européennes. Les objectifs de réduc-
tion des émissions CO2 passent donc par la réduction des
émissions du système électrique européen. L’introduction
d’une valeur carbone dans l’économie européenne a pour ob-
jectif de donner un signal incitatif aux investissements dans
les technologies bas carbone. Dans le système électrique, cela
doit rendre possible la substitution du charbon par des éner-
gies comme le gaz, qui émet deux fois moins de CO2 et dont
l’intérêt pour le système électrique est équivalent.
Or, la tendance récente est défavorable aux objectifs de
décarbonation. Ainsi, en Europe, la production d’électri-
cité à partir de charbon a augmenté de 6,4 % entre 2011 et
20123
, tandis que celle de gaz baissait de 16,2 %. La prin-
cipale raison de cette prédominance du charbon sur le gaz
est d’ordre économique.
1
Source : Eurostat
2
Houille et lignite inclus
3
Source : Eurostat, dernières données disponibles
L’évolutionrelativedesprixdesénergiespermetdecomprendre
pourquoi les centrales à charbon sont, avec un prix du CO2
déprimé, de plus en plus compétitives par rapport aux cen-
trales à gaz, ce qui va à l’encontre d’une stratégie bas carbone.
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2011 2012 2013 2014
En €/MWh
Gaz
Charbon
Source : UFE selon données ICE
Evolution des cours du gaz et du charbon en Europe
Evolution des cours du gaz et du charbon en Europe
Les centrales au charbon et au gaz sont des moyens de production d’électricité de base et de semi-base. Ces deux technologies
sont substituables et peuvent remplir un rôle similaire dans le fonctionnement du système électrique. Alors que la production
d’électricité à partir de charbon est deux fois plus émettrice que celle à partir de gaz, les conditions économiques de marché
actuelles sont très favorables à l’utilisation du charbon. Un signal prix du CO2 fort est ainsi nécessaire à la diminution du
recours au charbon dans la production d’électricité.
Depuis 2006, les prix du charbon sur les marchés mon-
diaux ont chuté de 67 %, passant de 240 $/t à 80 $/t, tandis
que les prix du gaz sont relativement stables en Europe.
L’évolution à la baisse du prix du charbon en Europe s’ex-
plique par des chocs à la fois sur l’offre et sur la demande :
• L’offre de charbon est accrue par l’exploitation de nou-
velles ressources de charbons sub-bitumineux ;
• La demande de charbon est moins dynamique dans les
pays émergents, en particulier en Chine, en lien avec le ra-
lentissement économique, et a diminué aux Etats-Unis, en
raison du développement des gaz de schiste, provoquant
une hausse des exportations de charbon vers l’Europe.
Concernant le gaz naturel, l’exploitation croissante des gaz
de schiste américains n’a pas entraîné de baisse des prix
importante en Europe.
Energie Contenu CO2
Charbon 0,8 tCO2 / MWh
Gaz 0,4 tCO2 / MWh
Nucléaire 0,0 tCO2 / MWh

Un signal co2 fort pour la baisse du recours au charbon
La nécessité d’un signal-prix du co2 fort
L’introduction d’un signal carbone conduit au dévelop-
pement et à l’utilisation de l’énergie la moins émettrice
de CO2. Plus l’écart entre les prix du charbon et du gaz
s’accentue, plus le signal carbone doit être important pour
permettre la substitution du charbon par le gaz dans l’ex-
ploitation des moyens existants, ce qui est illustré dans le
graphique suivant.
Dans les conditions actuelles du marché, il faudrait un
signal prix du CO2 compris entre 50 et 60 €/tCO2 pour
rendre l’utilisation des CCGT existantes à nouveau com-
pétitives par rapport aux centrales charbon existantes4
.
Or, comme le montre le graphique suivant, le signal prix
du CO2 européen n’a jamais dépassé les 30 €/tCO2, et il
fluctue depuis 2011 entre 3 et 10 €/tCO2.
Avec des prix du CO2 qui ne compensent pas la différence
de prix entre le charbon et le gaz, même les centrales à gaz
les plus récentes ne parviennent pas à être compétitives par
rapport aux centrales à charbon. C’est, avec l’impact de la
crise et du prix du charbon, une des raisons pour lesquelles
des centrales cycles combinés gaz (CCGT) parfois neuves
ont été fermées ou mises sous cocon dans toute l’Europe, et
que les investissements dans le secteur du gaz ont été réduits.
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2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Les émissions
de 2005
sont rendues
publiques
Surplus non
transférables
en phase 2
Annonce des
objectifs EU ETS
pour 2020
Crise
économique
et financière
Nouvel équilibre dans un contexte
de reprise molle
Crise de la dette
et dégradation
des perspectives
de croissance
économique
32 €/tCO2
Prix du CO2
en €/tCO2
Source : Chaire économie du climat selon données Bluenext et ICE
3 €/tCO2
Le prix de la tonne de CO2 sur le marché ETS depuis 2005
Impact du prix du CO2 sur les coûts de production des centrales à gaz et au charbon
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Coûts variables de
production
-
centrale à charbon
Coûts variables de
production
-
centrale à gaz
Coûts variables de
production
-
centrale à charbon
Coûts variables de
production
-
centrale à gaz
En €/MWh
Coût du charbon Coût du gaz Coût du CO2
Impact du prix du CO2 sur les coûts de production des centrales à gaz et au charbon
Si prix du CO2 : 5 €/tCO2 Si prix du CO2 : 60 €/tCO2
4
Cette hypothèse est également défendue par le Commissariat Général de la Stratégie et de la Prospective (CGSP) dans son rapport « La crise du système électrique européen » de janvier 2014.

29Fiche
L’évolution des modalités
de soutien des EnR
Une période charnière pour repenser le mécanisme de soutien
S’orienter progressivement vers un système cible
Cette réflexion est rendue nécessaire à la fois par le poids
économique de ce soutien devenu très significatif, par les
enjeux d’intégration des renouvelables dans le marché et
dans le système électrique, et par l’évolution des technologies
qui, pour certaines d’entre elles, parviennent à maturité.
La période est cruciale et charnière pour la poursuite du
développement des EnR électriques également du fait de
la situation difficile que vit le secteur de l’électricité européen
et des transformations importantes auxquelles il est
confronté depuis quelques années. Ainsi à l’heure actuelle,
si l’Europe connaît aujourd’hui une situation d’abondance
d’offre d’énergie électrique, cela ne signifie pas pour autant
un excédent de capacité tout au long de l’année ni une
couverture assurée de ses besoins sur le long terme.
La cible est que le rythme de développement des EnR tienne
compte des besoins du marché. L’enjeu premier est donc
celui des objectifs de développement visés par la politique
publique de soutien et de leur réactivité à l’évolution des
besoins et du contexte technico-économique.
Cependant, les modalités de soutien des EnR doivent, sans
attendre, évoluer pour assurer leur bonne intégration dans le
marché d’une part, et dans le système électrique d’autre part.
Les évolutions proposées ne sont pas rétroactives.
Philosophie et progressivité du dispositif
A terme, les investissements dans les technologies les plus
déployées devront être déclenchés par les signaux de prix
intégrant à la fois l’énergie (comprenant le signal carbone),
la capacité et les services réseaux. Cela permettra que le
rythme de développement des EnR tienne compte des
besoins du marché. Ainsi, à terme, le soutien pour les
technologies les plus déployées devra être supprimé.
L’établissement d’un signal carbone pertinent est
indispensable et doit contribuer à apprécier la pertinence
économique des renouvelables par rapport aux autres
technologies plus émettrices de CO2. Pour cela, il est
essentiel de fixer dès aujourd’hui un unique objectif
contraignant et ambitieux de réduction des émissions de
CO2 à 2030 et d’articuler les différents instruments ou
mesures de manière coordonnée, autour de cette cible
long terme (par exemple, en quantifiant et comptabilisant les
volumes de réduction de CO2 résultant de ces mesures).
Toutefois, à court et moyen terme, le prix du CO2 ne per-
mettant pas aux EnR déployées d’être compétitives dans
le marché, il est nécessaire de maintenir un système de
soutien pendant une période transitoire. Le soutien actuel
doit cependant évoluer pour assurer une meilleure
intégration des EnR dans le marché et dans le système
électrique, à même de rendre le passage à un système marché
(systèmecible)le plus facilité et fluide possible, tant pour les
technologies déployées que pour les moins déployées. Cette
période de transition doit prévoir des modalités adaptées,
qui permettent de ne pas affecter les projets en cours qui
ont déjà fait l’objet d’engagements financiers significatifs,
mais qui conduisent les nouveaux projets à prendre en
compte, dans leur montage financier, cette évolution du
soutien.
Enfin, pour certaines catégories (technologies en phase
préindustrielle, petites installations), des régimes spéci-
fiques doivent être prévus.
Pour les technologies déployées
La cible est de supprimer le soutien pour les technologies
déployées (éolien terrestre, hydroélectricité, photovoltaïque,
biomasse) et les technologies non EnR bénéficiant d’un
soutien (cogénération, diesel dispatchable). Les investis-
sements seront alors déclenchés par les signaux de prix
intégrant l’énergie, lequel comprend le signal carbone, la
capacité et les services réseaux.
En quelques années, les énergies renouvelables ont connu un essor remarquable un peu partout en Europe. Si les mécanismes de
soutien conçus à l’origine pour encourager leur développement ont indéniablement porté leurs fruits, il est désormais indispen-
sable de réfléchir à de nouvelles modalités. Le poids économique croissant du soutien aux EnR et les enjeux liés à leur intégration
dans le marché rendent en effet nécessaire une réflexion sur l’évolution des mécanismes de soutien.

L’évolution des modalités de soutien des EnR
1
Cf Article L314-2 du Code de l’Energie : « les installations bénéficiant de l’obligation d’achat au titre de l’article L. 121-27 ou de l’article L. 314-1 ne
peuvent bénéficier qu’une seule fois d’un contrat d’obligation d’achat ».
Transitoirement, le prix du carbone ne permettant pas d’as-
surer la compétitivité des EnR dans le marché, un système
d’aide aux technologies déployées peut être maintenu, il
doit cependant évoluer par rapport au système de soutien
actuellement en vigueur. Ainsi, il pourrait être envisagé un
système de type « prix de marché + prime à la puissance
(en €/MW) », c’est-à-dire qu’en complément de la rému-
nération issue de la vente de son énergie sur le marché, le
producteur obtient une prime à la puissance (en €/MW).
Tout en lui permettant de rentabiliser ses investissements
en lui versant une prime, ce système permet d’exposer le
producteur aux signaux de marché reflétant l’équilibre
offre / demande à court terme et de le responsabiliser sur
son impact sur le système. Les projets pouvant bénéficier
de ce soutien sont sélectionnés par une procédure d’appel
d’offres afin de permettre de piloter les volumes et de sélec-
tionner les projets les plus performants.
Pour les technologies moins déployées
Pour les technologies moins déployées (éolien en
mer, biogaz, géothermie, énergies marines), un sys-
tème de « prix de marché + prime à la puissance
(en €/MW) » avec une sélection des projets pouvant bé-
néficier de ce soutien par une procédure d’appel d’offres
permettrait de piloter les volumes et de sélectionner les
projets les plus performants. Ce dispositif de prime à la
puissance permet d’offrir une visibilité pour l’Etat et le pro-
ducteur sur les montants de la subvention, une meilleure
prise en compte du marché par le producteur et enfin une
couverture partielle des coûts fixes de l’installation par une
rémunération fixe indépendante de la production réalisée.
La prime devrait être non reconductible en application du
principe légal de non reconduction inscrit dans le Code de
l’Energie1
. Le mécanisme d’appel d’offres permet, outre de
maîtriser les puissances installées, de révéler les coûts réels
des projets. En sélectionnant les projets les plus compétitifs
et en assurant la maîtrise des coûts unitaires, le dispositif
de soutien suite à appel d’offres permettrait de mieux maî-
triser le coût global du soutien public.
Pour les technologies en phase préindustrielle
Pourlestechnologiesenphasepréindustrielle,unsoutiensous
forme de programmes de R&D ou d’innovation, type « appels
à manifestation d’intérêt », pourrait être combiné à des méca-
nismes d’aides financières à l’investissement et au fonctionne-
ment simple et hors risque marché.
Pour les petites installations
S’il serait souhaitable en théorie que toute la production relève
du système de type « marché + prime » pour être mieux inté-
grée dans le marché, en pratique l’accès au marché peut toute-
fois soulever des difficultés aux installations de plus petite taille
et des dispositions particulières pourront être envisagées dans
cecas.Ainsi,pourlesinstallationsdepluspetitetaille,lesoutien
pourrait conserver la forme d’un tarif d’achat selon toutefois
desmodalitéspermettantuncontrôledesvolumesdéveloppés.
Contribution à l’équilibrage du réseau
Il est essentiel d’introduire une contribution des EnR à la
gestion du système électrique et à son équilibrage.
Ainsi, dès la période transitoire, dans la mesure où cette parti-
cipation est techniquement possible et économiquement per-
tinente, il est essentiel que les EnR (nouvelles et existantes) :
•participentaumécanismed’ajustementenétantinterruptibles,
• participent aux réglages de fréquence et de tension.
En outre, il est souhaitable que les EnR soient responsa-
bilisées, comme toutes les autres productions, financière-
ment sur les coûts d’équilibrage du système. A cette fin, il
est essentiel que les EnR :
• assurent la prévision de la production et les nominations,
• prennent en charge leurs propres écarts.
Celaafinqu’àterme,touteslestechnologiesparticipentauxdif-
férents mécanismes et soient soumises aux mêmes contraintes
d’équilibrage du système que les autres actifs de production.
Energie Système transitoire Système cible
Technologies déployées
(éolien terrestre, hydroélectricité,
photovoltaïque, biomasse et les
technologies non EnR bénéficiant
d'un soutien)
Prix de marché
+
Prime à la puissance,
avec une sélection par appel d'offres
Suppression du soutien
Technologies moins
déployées
(éolien en mer, biogaz, géothermie,
énergies marines)
Prix de marché + Prime à la puissance,
avec une sélection par appel d'offres
Technologies en phase
préindustrielle
Programmes de R&D et innovation,
type appels à manifestation d'intérêt,
qui peuvent être combinés à un
soutien financier
Petites installations Tarif d'achat
Régime spécifique avec possibilité de
maintien d'un tarif d'achat

30Fiche
L’apparition des prix
négatifs de l’électricité
Pourquoi des prix négatifs ?
Depuis la fin des années 2000, certains marchés de gros de l’électricité européens sont confrontés à des épisodes de prix
négatifs. Dans ces situations, les vendeurs payent les acheteurs, ce qui constitue une situation de marché singulière.
Ces situations apparaissent en particulier en situation d’abondance de production d’électricité d’origine renouvelable et de faible
demande, situations au cours desquelles certains moyens de production classiques (lignite, nucléaire) ne peuvent pas fonctionner
en deçà d’un minimum technique. De telles situations sont d’abord apparues en Allemagne, et leur fréquence augmente.
Les cadres de soutien de la production renouvelable qui incitent les installations à fonctionner quelles que soient les
conditions de marché sont à l’origine de l’apparition de plus en plus fréquente de ces situations de prix de marché négatifs qui
sont synonymes de destruction de valeur.
Ces situations sont appelées à se multiplier dans le futur, y compris en France, si l’architecture du soutien aux énergies
renouvelables n’est pas reconsidérée pour permettre une meilleure intégration de leur fonctionnement dans le marché.
Pour qu’un prix négatif apparaisse, deux conditions doivent
être rassemblées : d’une part qu’il y ait des volumes offerts
à des prix négatifs, et d’autre part que la demande adressée
au marché soit inférieure à ces volumes.
Qu’est ce qui explique que des vendeurs offrent leur pro-
duction à des prix négatifs ?
Un producteur peut préférer payer pour écouler sa produc-
tion plutôt que d’arrêter une usine de production. En effet,
l’arrêt de certains moyens de production thermiques pour
quelques heures étant onéreux du fait de leurs contraintes
techniques et économiques (coût de démarrage, seuil tech-
nique de puissance minimum, durée minimale d’arrêt…),
le producteur est prêt à produire en perdant de l’argent
pendant quelques heures plutôt que d’arrêter son usine et
d’en perdre encore plus. Cela se traduit par une offre à prix
négatif sur tout ou partie de la période où le producteur
souhaite éviter l’arrêt de son usine.
Des offres à prix négatifs peuvent également correspondre
à des situations de production qui ne peut pas être inter-
rompue pour des raisons de sécurité. C’est par exemple le
cas d’une production hydraulique au fil de l’eau qui, pour
des raisons de sécurité des personnes en aval des ouvrages,
ne peut pas arrêter sa production et donc évacuer l’eau par
déversement.
Ces offres sont le reflet de coûts et de contraintes d’exploi-
tation incontournables qui ne sont pas nouvelles, et l’appa-
rition de prix négatifs dans ces conditions traduirait une
réalité économique : il est coûteux ou impossible de dimi-
nuer la production.
Des offres à prix négatifs résultent également de la produc-
tion bénéficiant de contrats à prix contractuel fixe, qui les
incitent à produire de l’électricité quel que soit le prix du
marché. Tel est le cas de la production renouvelable et de la
cogénération bénéficiant d’une obligation d’achat.
Leur production de plus en plus importante se retrouve
donc offerte sur le marché à des prix négatifs comme s’il
était techniquement impossible ou économiquement non
souhaitable d’interrompre leur fonctionnement, ce qui n’est
pas le cas.
L’apparition de plus en plus fréquente de prix négatifs en
Allemagne trouve là son origine.
Dans les situations de creux de demande (typiquement de
nuit et de week-end), ces installations, qui pourraient être
arrêtées ponctuellement sans frais, continuent donc de
fonctionner, ce qui peut obliger à arrêter d’autres moyens de
production dont l’arrêt sur une courte période est onéreux.

L’apparition des prix négatifs de l’électricité
L’ordre de mérite économique se trouve ainsi bafoué, ce qui
constitue un dysfonctionnement. Il en résulte des prix de
marché négatifs synonymes dans ce cas d’inefficacité et de
destruction de valeur.
Ces situations apparaissent en dépit de la mobilisation de
tous les leviers de marché disponibles pour écouler ces quan-
tités offertes à prix négatifs : dans ces situations, la vente vers
les marchés voisins sature les interconnexions et les moyens
de stockage (pompage) sont pleinement mobilisés.
Il peut d’ailleurs en résulter une propagation des prix né-
gatifs d’un pays vers ses voisins acheteurs ce qui est déjà
intervenu entre Allemagne et France au cours de l’hiver
2012-2013.
Comment éviter les situations de prix négatifs
• L’interruption ponctuelle de cette production, dont le
coût variable est nul, serait plus économique que de provo-
quer des coûts d’arrêt-démarrage. Le prix de marché serait
dans ce cas nul plutôt que d’être négatif et de la destruction
de valeur serait évitée.
• Ces situations de prix négatifs sont appelées à se multi-
plier dans le futur si l’architecture du soutien aux énergies
renouvelables n’est pas reconsidérée.
Eviter cette contribution à l’apparition de prix négatifs
constituerait assurément une amélioration des conditions
d’intégration des renouvelables dans le marché.
Maîtriser leur développement à un rythme cohérent avec
les besoins du système électrique, n’en resterait pas moins
un enjeu déterminant de l’efficacité économique de cette
intégration.

Des réflexions sont en cours sur les dispositions souhaitables pour accompagner le développement de l’autoproduction. Si la
production décentralisée s’est jusqu’à présent développée en France quasi exclusivement dans le cadre de contrats d’obliga-
tion d’achat, l’autoproduction constitue en effet un vecteur potentiel du développement futur de la production décentralisée.
Le développement de cette production pose un ensemble de défis techniques et financiers. La définition de ce nouveau cadre
de l’autoproduction crée l’opportunité d’améliorer les conditions d’intégration des énergies renouvelables dans le système
électrique et dans le réseau, notamment en incitant un développement et un dimensionnement des installations sur les sites où
la consommation absorbe au mieux la production, en évitant ainsi des besoins d’infrastructures de réseau.
Les enjeux de
l’Autoproduction
améliorer l’insertion de la production décentralisée sur le réseau
Une part prépondérante des coûts de réseaux est composée
de coûts d’infrastructures dont le dimensionnement résulte
des flux de puissance transitant par le réseau et des enjeux
de qualité de la fourniture, plus que des quantités d’énergie
acheminées pour approvisionner les consommateurs.
Le premier paramètre conditionnant les besoins de réseaux,
et donc les coûts, est la puissance maximale soutirée par les
consommateurs1
.
Un deuxième paramètre prend aujourd’hui une part de plus
en plus importante : il s’agit de la puissance injectée sur les
réseaux de distribution par la production décentralisée.
L’insertion d’une part croissante de moyens décentralisés de
production sur les réseaux requierra en effet des investisse-
ments supplémentaires, estimés par la Cour des comptes à
5,5 milliards d’euros d’ici à 20202
.
Or, l’autoproduction, dès lors qu’elle se traduit par une réduc-
tion des pointes de soutirage et qu’elle n’induit pas des nou-
velles contraintes liées à l’injection de puissance sur le réseau,
pourrait permettre de limiter ces coûts de réseaux engendrés
par le développement de la production décentralisée.
Par ailleurs, l’autoproduction peut contribuer à réduire les
pertes par effet Joule, qui restent néanmoins du second ordre3
.
Trois leviers permettent de limiter la pointe d’injection ou
réduire la pointe de soutirage et ainsi minimiser les coûts
d’intégration dans le réseau public de distribution. Ces
leviers devront être activés grâce à des logiques économiques.
On peut envisager ainsi :
• d’inciter au développement des installations localisées sur
des sites où se trouve la consommation et dimensionnées de
manière adaptée à cette consommation, à son profil horosai-
sonnier et à sa régularité ;
• d’agir sur la consommation du site (déplacement d’usages,
stockage thermique, voire électrique, etc.) ;
• d’agir sur la production (limiter la proportion de la pro-
duction génératrice de contraintes sur le réseau, etc.).
La régulation devrait inciter les acteurs du marché à acti-
ver ces leviers chaque fois que les bénéfices pour le réseau
qu’ils permettront d’atteindre seront supérieurs à leur coût
de mise en œuvre.
1
Les coûts de réseaux qui sont fonction des quantités d’énergie acheminées comprennent notamment le coût d’achat des pertes par effet Joule
2
Rapport public thématique de la Cour des comptes : « La politique de développement des énergies renouvelables », 2013. Le chiffre envisagé correspond aux investissements à réaliser
pour intégrer 19 GW d’éolien terrestre et 8 GW de photovoltaïque.
3
Estimées en valeur maximale dans le cadre du GT DGEC à 3€/MWh autoconsommé.
31Fiche

Les enjeux de l’autoproduction
Le réseau apporte, à tout client final qui lui est raccordé,
un certain nombre de services fondamentaux : la stabilité
en tension et en fréquence, la continuité de l’alimentation
électrique. Il offre de plus la possibilité d’injecter de la pro-
duction excédentaire afin de la valoriser.
Pour ces fonctions garanties par le réseau, le service rendu
ne se mesure pas à l’aune de la quantité d’énergie soutirée
ou injectée par un utilisateur final. Ainsi, un client qui au-
toconsomme et un client qui soutire du réseau bénéficient
tous deux de ces services pour la totalité de leur consom-
mation finale.
La régulation devrait donc évoluer pour réduire ou antici-
per les transferts financiers, pour faire en sorte que chaque
consommateur supporte les coûts des services qui lui sont
rendus. En outre, la régulation devra garantir à tous les
acteurs, quelle que soit leur taille, des conditions non dis-
criminatoires de participation au marché.
assurer une juste participation des autoproducteurs au financement des services rendus par
le réseau et une rémunération des services qu’ils rendent au réseau
Répondre aux besoins croissants de prévisibilité
Garantir un cadre de régulation stable
Pour qu’ils puissent gérer l’équilibre entre la production et
la consommation, les acteurs du système électrique doivent
notamment pouvoir estimer à l’avance, pour chaque ins-
tant, la contribution des différents moyens de produc-
tion. Ils doivent aussi pouvoir, au besoin, augmenter ou
diminuer en temps réel la contribution de ces moyens. En
matière d’équilibre offre-demande, une mauvaise estima-
tion de la production intermittente pourrait engendrer des
surcoûts, qu’il faut chercher à éviter. Le développement de
moyens de production décentralisés attendu avec la crois-
sance de l’autoproduction représente dès lors un défi pour
l’exploitation du système électrique.
Il est donc essentiel dans le futur cadre régulatoire que l’au-
toproduction soit prévisible, commandable et estimable en
temps réel.
Compte tenu de l’objectif de développement des énergies
renouvelables fixé par les pouvoirs publics, la régulation re-
tenue devra améliorer le dispositif actuel, en tenant compte
des enjeux spécifiques de l’autoproduction.
1- Ces solutions devront envoyer les bons signaux
économiques à tous les utilisateurs du réseau :
• une contribution au financement du raccordement qui
incite à réaliser et localiser les installations de production
décentralisées en fonction des coûts de développement des
réseaux engendrés.
• un tarif d’acheminement qui s’adapte pour répercuter au
plus juste aux consommateurs les coûts qu’ils occasionnent
pour les services rendus.
2 - Garantir la pérennité du système électrique, c’est
aussi assurer un cadre d’investissement stable et vertueux,
tant pour les investisseurs que pour l’ensemble de la filière.
Les transferts de charges, augmentés des transferts de taxes,
constitueraient une source de revenus de niveau incertain,
la CRE ayant notamment annoncé que la structure du tarif
d’acheminement (TURPE) évoluerait, quel que soit le cadre
financier de l’autoproduction, de manière à s’adapter aux
coûts engendrés par les utilisateurs du réseau. Une ques-
tion posée est notamment celle de la répartition entre part
fixe (puissance) et part variable (énergie) du tarif de réseau.
La structure du tarif d’acheminement (TURPE 5) devra
évoluer avec une augmentation de la part puissance. Cette
évolution permettra de limiter les transferts de charges
entre les différents utilisateurs et de répercuter au plus juste
aux consommateurs les coûts qu’ils occasionnent.
3 - Pour améliorer les conditions d’intégration des
installations dans le réseau, une incitation à l’autopro-
duction devrait dépendre de la puissance injectée et ne de-
vrait pas porter sur la quantité d’énergie autoproduite. En
effet, deux sites autoproduisant une même quantité d’éner-
gie peuvent occasionner des pics d’injection et de soutirage
très différents et être, par conséquent, à l’origine de besoins
de renforcement du réseau inégaux. Une telle incitation
devrait encore moins être fondée sur la mesure d’un solde
d’énergie (la notion de « net-metering »), définie comme
la différence entre consommation et production d’énergie
d’un site sur une période longue. L’utilisation de ce critère
ne présente que des inconvénients.
4 - La mise en œuvre du cadre régulatoire devra prévoir
un suivi rigoureux des installations en autoproduction
pour permettre le pilotage de la politique énergétique
(objectifs en matière de taux de pénétration des énergies
renouvelables, évaluation des besoins de capacité dans le
cadre du futur mécanisme de capacité…) pour garantir
l’intégration des énergies renouvelables dans la gestion du
système électrique, pour assurer la sécurité des biens et des
personnes et vérifier l’authenticité des installations.
Le cadre régulatoire de l’autoproduction devra être suffi-
samment stable pour que les acteurs de la filière puissent
se développer et engager des investissements. Il est donc
important de ne répéter ni les erreurs passées, ni celles des
pays européens voisins afin d’éviter des changements fré-
quents de réglementation très dommageables pour tous les
investisseurs, les acteurs du secteur et les consommateurs.
Pour penser au mieux le futur cadre et veiller à son inté-
gration dans le modèle national péréqué, il semble dès lors
opportun d’avancer par expérimentations.

Le 8 février 2012, peu après 19 heures, la consommation française d’électricité atteignait le niveau record de 101,7 GW. Si ce
niveau est sans précédent, le phénomène, lui, est bien connu : en France, c’est en période de grand froid que la consommation
d’électricité atteint son niveau le plus élevé. Responsabiliser l’ensemble des acteurs du marché afin que le système électrique dis-
pose d’assez de capacité pour satisfaire la demande, en particulier pendant ces périodes de consommations extrêmes, est l’objet
du dispositif d’obligation de capacité. Le Code de l’Energie prévoit que « chaque fournisseur d’électricité contribue, en fonction des
caractéristiques de consommation de ses clients, en puissance et en énergie, sur le territoire métropolitain continental, à la sécurité
d’approvisionnement en électricité ». Le décret d’application adopté le 14 décembre 2012 prévoit que le mécanisme de capacité sera
effectif à compter de l’hiver 2016-2017.
32Fiche
L’Obligation de capacité :
l’exemple de la France
La sécurité d’alimentation : préoccupation nationale et européenne
ne Une
Une pointe de consommation qui croît
En hiver, le raccourcissement des jours et la chute des
températures provoquent une augmentation sensible de la
consommation électrique. En France, la puissance d’élec-
tricité appelée augmente de 2400 MW quand la tempéra-
ture extérieure baisse d’un degré Celsius.
Des études conduites par RTE mettent en évidence que la
consommation d’extrême pointe a crû, entre 2002 et 2013,
2,5 fois plus vite que l’énergie annuelle consommée.
Un critère réglementaire
Selon la réglementation française, la capacité doit être suf-
fisante pour garantir une durée moyenne de délestage qui
soit au plus de 3 heures par an en moyenne. Ce critère de
sécurité d’alimentation a toujours été exprimé comme un
critère physique.
C’est pour garantir que le système disposera de suffisam-
ment de capacités pour répondre dans ces conditions à la
demande à la pointe que l’obligation de capacité a été intro-
duite dans le Code de l’Energie à l’issue des travaux de la
mission parlementaire Sido-Poignant.
Une préoccupation partagée en Europe
Dans le fonctionnement actuel des marchés de l’électricité, les
acteurs sont particulièrement hésitants à investir dans des
capacités qui ne sont utilisées que très rarement, certaines
années seulement.
Par ailleurs, le caractère cyclique des investissements dans
le secteur électrique a été observé dans de nombreux pays
dans des contextes variés, et notamment sur les marchés
français et européens. Ainsi, alors que la période 2004-
2012 a connu une vague d’investissements massifs en
cycles combinés gaz, cette dynamique est désormais stop-
pée. Cette situation illustre le phénomène d’alternance des
phases de surcapacité et de sous-capacité, pouvant poten-
tiellement conduire à des risques sur la sécurité d’alimenta-
tion. Dans ces conditions, et faute de visibilité sur le niveau
de sécurité d’alimentation délivrée par le marché, certains
Etats souhaitent maintenir dans leur réglementation natio-
nale un objectif sur ce niveau de sécurité d’alimentation et
prennent des dispositions pour s’assurer qu’il soit atteint.
Leur préoccupation est, comme en France, celle du risque
de délestage de consommateurs d’électricité résultant
d’une insuffisance de la capacité mobilisable (capacité de
production ou d’effacement de consommation).
Qui est concerné ?
Les fournisseurs sont soumis à une obligation « de capacité »
proportionnée à la contribution de la consommation de
leur clientèle à la consommation totale à la pointe, et donc
au besoin de capacité nécessaire à la sécurité d’alimenta-
tion de leurs clients. Parmi les « acteurs obligés » figurent
également les gestionnaires de réseau pour leurs pertes,
ainsi que les consommateurs qui s’approvisionnent, pour
tout ou partie de leur consommation d’énergie, directe-
ment sur les marchés de gros.
Réserve
stratégique
Réserve
stratégique
(jusqu’en 2020)
Réserve
stratégique
Paiement de
capacité
(marché de
capacité prévu
pour 2010)
Paiement de
capacité
(depuis 2006)
Marché de capacité
Paiement de
capacité
(depuis 2007)
Obligation de
capacité
Paiement de
capacité
(depuis 1998)
Paiement de
capacité
(depuis 2011 -
suspendu)
Source : ACER, 2013
Pas de mécanisme de capacité
Mécanisme envisagé ou en projet
Mécanisme opérationnel

L’obligation de capacité : l’exemple de la France
Une obligation de capacité pour sécuriser l’alimentation en électricité
Un marché de la capacité pour minimiser les coûts
Un dispositif qui responsabilise tous les acteurs du système électrique
Un marché des garanties de capacité sera mis en place, qui
permettra aux acteurs obligés d’échanger des « garanties de
capacité » avec les détenteurs de capacité et ainsi de pouvoir
honorer leurs obligations au moindre coût.
Les fournisseurs qui ne sont pas détenteurs de capacité (ainsi
quelesconsommateursetgestionnairesderéseauxdirectement
obligés) auront besoin d’acquérir de la capacité et seront ache-
teurs sur le marché. Les détenteurs de capacité y offriront pour
leurpartleursgarantiesdecapacité.Lesfournisseursobligésqui
sont également détenteurs de capacité disposeront de tout ou
partiedescapacitésdontilsontbesoinpourremplirleurobliga-
tion. Ils pourront toutefois en manquer ou disposer de capacité
à vendre et seront également actifs sur le marché. Les transac-
tions réalisées sur ce marché permettront à chacun d’optimiser
son portefeuille et d’honorer son obligation au moindre coût.
Pour une année de livraison donnée, les échanges de capa-
cités, pourront avoir lieu quatre années à l’avance et jusqu’à
deux années après celle-ci.
Ce marché devrait révéler le véritable prix de la capacité ce
qui permettra de répercuter et de recouvrer le coût de la
sécurité d’alimentation auprès des consommateurs finals.
Sur ce marché, les exploitants de capacité pourront valori-
ser, d’une façon nouvelle, leurs capacités de production ou
d’effacement. Pour être pleinement efficace, le mécanisme
devra garantir l’absence de toute discrimination entre capa-
cités existantes et capacités nouvelles, entre les différentes
technologies, entre capacités de production et capacité
d’effacement, en étant fondé sur la seule base des services
rendus par chaque capacité à la sécurité d’alimentation.
Le mécanisme responsabilisera l’ensemble des acteurs afin
qu’ils contribuent tous, chacun selon sa responsabilité, à la
sécurité d’approvisionnement :
• les acteurs obligés, car ceux d’entre eux qui ne détiendront
pas suffisamment de capacités ou qui en détiendront trop se-
ront pénalisés par le mécanisme de règlement financier;
• les exploitants de capacité, car ceux dont les capacités
n’atteignent pas la disponibilité prévue seront pénalisés par
un mécanisme de règlement financier,
• les consommateurs, car ces derniers se verront répercuter
dans le prix de leur fourniture, le prix de la capacité selon
leur concours à la consommation à la pointe, et seront
donc incités à moins consommer lors de cette période.
Ainsi,ledispositifrépartiralesresponsabilitésetrépercuterales
coûts de la capacité de manière équitable et efficace à chaque
consommateur de manière proportionnée à sa contribution à
la consommation à la pointe et aux besoins de capacité.
Comment est définie l’obligation de capacité des
fournisseurs ?
L’obligation « de capacité » des fournisseurs est calculée à
partir des consommations réalisées durant les pointes de
consommation hivernales, ramenées à une température
extrême (référence à une vague de froid décennale). Ces
heures de plus forte consommation seront signalées un jour à
l’avance par RTE. Compte tenu de son mode de calcul, le ni-
veau de l’obligation ne sera connu, avec certitude pour chaque
acteur, qu’après coup. Toutefois, des niveaux prévisionnels de
l’obligation agrégée seront régulièrement fournis par RTE.
Le calcul de l’obligation « de capacité » tient compte des pos-
sibilités d’importation via les interconnexions. La contribu-
tion des interconnexions à la sécurité d’alimentation est ainsi
prise en compte de manière implicite dans le mécanisme
d’obligation de capacité tel que mis en œuvre dès son démar-
rage. Il est prévu dans les règles du mécanisme de capacité
que RTE publie un rapport sur la participation des capacités
transfrontalières dans les 10 mois suivant la publication des
règles, en proposant le cas échéant des évolutions du cadre
réglementaire.
Pour couvrir cette obligation « de capacité », les fournisseurs
doivent détenir ou acquérir auprès des exploitants de capacité
suffisamment de « garanties de capacité ».
Comment les capacités sont-elles certifiées ?
La garantie de capacité est un nouveau produit, qui est ins-
tauré par le dispositif. La garantie de capacité représente la
contribution effective d’un moyen de production ou d’efface-
ment à la couverture des besoins. Elle est délivrée aux exploi-
tants de ces moyens, par RTE, sur une base déclarative sui-
vie de contrôles effectués par RTE. Elle sera contrôlée sur les
périodes où la présence des capacités est la plus importante, à
savoir les périodes de plus forte tension du système.
Les exploitants peuvent ajuster leur déclaration. Ils pour-
ront en effet modifier le niveau de leur engagement décla-
ratif afin que cet engagement corresponde, au mieux, aux
anticipations qu’ils forment sur la disponibilité des moyens
de production ou d’effacement qu’ils opèrent.
Quelles incitations et règles de bon fonctionnement ?
Les acteurs sont incités financièrement à couvrir effecti-
vement leurs engagements et leurs obligations. Des règle-
ments financiers incitatifs sont instaurés et concernent :
• Les fournisseurs, pour l’écart entre le niveau de leur obli-
gation et le volume de garanties de capacité détenues;
• Les exploitants de capacité, pour l’écart entre le volume
de garanties allouées et la contribution réelle de leurs capa-
cités en fonction de leur disponibilité constatée.

33Fiche
Le rôle fondamental de la
puissance pour le système
électrique
Qu’est ce que la puissance ?
Quel est le lien entre puissance et approvisionnement en électricité ?
Pourquoi la puissance est-elle un paramètre fondamental pour le système électrique ?
Prenons l’exemple d’un réfrigérateur de 250 litres. Sa puis-
sance varie, selon la performance de son moteur, de 150 W
(label performance énergétique A, consommation sobre
en énergie) à 300 W (label performance énergétique C -
consommation plus gourmande en énergie). Fonctionnant
pendant une heure, le réfrigérateur performant va consom-
mer en énergie 150 W.h (qui se lit « Watt heure »), le moins
performant va consommer 300 W.h.
L’énergie, c’est de la puissance utilisée pendant une certaine
durée. Sur une année entière où les deux réfrigérateurs au-
ront connu la même durée d’utilisation, le plus performant
aura donc consommé deux fois moins d’énergie du fait de
sa puissance.
L’approvisionnement en électricité d’un consommateur sup-
pose l’existence d’un câble raccordé à son logement, son ma-
gasin, son usine, son immeuble de bureau et un réseau der-
rière ce câble qui lui permet d’avoir accès à de la puissance
qu’il a souscrite, même s’il ne l’utilise que quelques heures
dans l’année.
Les investissements nécessaires pour construire et entrete-
nir ces câbles et ces réseaux constituent essentiellement des
coûts fixes, c’est-à-dire des investissements lourds, à long
terme (durée de vie de plusieurs dizaines d’années) qui ne
dépendent pas de leur durée d’utilisation.
C’est aussi le cas pour les investissements de production,
c’est-à-dire dans des centrales nucléaires, thermiques, hy-
drauliques, éoliennes, solaires… qui assurent l’équilibre
entre la puissance produite et la puissance appelée par les
appareils des clients de manière rigoureuse à chaque instant.
Lorsque la puissance nécessaire délivrée n’est pas suffisante
pour répondre aux besoins, il doit être procédé à des déles-
tages qui consistent à arrêter volontairement l’approvision-
nement d’un ou de plusieurs consommateurs pour rétablir
rapidement l’équilibre entre la production et la consom-
mation du réseau. Ces délestages permettent d’éviter le
« black out », c’est-à-dire l’écroulement de l’ensemble du
réseau électrique.
Ainsi, réduire les besoins de puissance des équipements
constitue un enjeu essentiel pour le système électrique.
L’exemple des lampes basses puissance en est une illus-
tration frappante. Un consommateur équipé de lampes
classiques, à incandescence, va au mieux économiser 15 à
20 % de sa consommation d’énergie en surveillant quand il
allume ou éteint une pièce. Un consommateur qui s’équipe
de lampes de type LED va diviser sa puissance installée en
éclairage par quatre : 75 % de gains, même sans changer ses
habitudes de consommation.
La puissance consommée a un rôle essentiel dans le dimensionnement du parc de production électrique et du réseau
nécessaire pour répondre aux besoins des consommateurs.
La courbe de charge d’un consommateur final est la résul-
tante des puissances consommées de l’ensemble de ses
équipements électriques. Toutes les puissances de ses ap-
pareils ne sont pas appelées au même moment : il y a un
foisonnement. Le cumul de toutes les courbes de charge
de tous les consommateurs de France constitue la courbe
de charge nationale. Ici encore, il y a foisonnement entre
des consommateurs qui utilisent leurs appareils électriques
différemment, à des instants différents. La puissance maxi-
mum atteinte par cette courbe est la pointe nationale de
consommation.

Le rôle fondamental de la puissance pour le système électrique
Comment sensibiliser le consommateur à la puissance appelée ?
• Le développement d’offres commerciales incitatives
Sensibiliser les consommateurs sur leur puissance appelée,
en particulier lors des périodes de pointe, n’est pas une pré-
occupation nouvelle.
L’existence dans les tarifs réglementés de vente d’une part
dite « fixe » - l’abonnement - proportionnelle à la puissance
souscrite, et d’une part dite « variable », proportionnelle à
la quantité d’énergie consommée, reflète cette préoccupa-
tion : le consommateur dont la pointe est élevée a besoin
de souscrire une puissance élevée, ce qui se traduit sur le
prix de son abonnement. Ainsi, cette structure de prix dite
« binôme » le responsabilise sur sa demande de pointe et
l’incite à la modérer.
Le premier exemple de modulation tarifaire est l’applica-
tion d’un prix de l’énergie différencié entre les heures où la
consommation est la plus forte, « heures pleines », et celles
où la consommation est moindre, « heures creuses ». Elle
incite notamment au fonctionnement nocturne des chauffe-
eau électriques, facteur de réduction des coûts. L’utilisation de
prix différenciés entre « heures pleines » et « heures creuses »
est accessible à tous les fournisseurs.
Chez les clients « entreprises », cette différenciation des
prix de l’énergie a pris des formes plus sophistiquées, dis-
tinguant jusqu’à 8 périodes de prix.
Certaines options tarifaires appelée « Effacement Jour de
Pointe » (EJP) ou « Tempo » ont été développées afin d’in-
citer à la réduction des consommations pendant les jours
de pointe nationale où les coûts sont les plus élevés. Ainsi,
le prix est plus élevé 22 jours par an et plus bas le reste
de l’année. Ce type d’offre incite les consommateurs qui en
sont capables à déplacer ou à renoncer à leur consomma-
tion sur ces jours de pointe.
Il est prévu qu’une telle offre incitative puisse être proposée
prochainement par tous les fournisseurs, ce qui permet-
trait de dynamiser les effacements.
Le développement des effacements dans le cadre des tarifs
réglementés de vente comme à l’initiative de l’ensemble des
fournisseurs est souhaitable : il renforcerait la participa-
tion active des consommateurs à la gestion de l’équilibre
offre/demande à la pointe en contribuant à la réduction des
besoins de capacité de production et de réseau.
• Un tarif d’utilisation des réseaux qui pourrait
être plus incitatif
Un second levier réside dans la structure du tarif d’utilisation
des réseaux.
Pour mieux refléter la réalité des coûts du réseau, la structure
du tarif d’acheminement pourrait évoluer avec une aug-
mentation de la part puissance du tarif.
• De nouvelles offres avec Linky
Les évolutions des systèmes de comptage (Linky) ouvrent de
nouvelles perspectives pour la sensibilisation des consom-
mateurs à la puissance qu’ils consomment. En effet, ils per-
mettront aux fournisseurs une plus grande créativité dans
leurs offres et, en particulier, de mieux refléter les coûts sur
les périodes de pointe.

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