Cette forte dépendance stratégique
(à 80% de pays peu sûrs du Moyen-Orient, d’Afrique et d’ex-URSS) coûte à la France 40 à 70 milliards
d’euros/an d’importations selon les prix du gaz
et du pétrole (Facture
énergétique), soit l’équivalent d’au moins
500 000 emplois perdus…jusqu’à la
crise actuelle, qui pourrait doubler ces impacts en termes de dépendance,
de déficit commercial[2]
et d’emploi.
Compte tenu de ces enjeux, les principaux objectifs successifs de cette politique sont les suivants :
o Porter à 23% la part des énergies renouvelables dans la consommation d’énergie finale en 2020. Soit + 220 Twh/an qui étaient attendus entre 2008 (200 Twh/an) et 2020 (420 Twh/an), avec une hypothèse de maintien de la consommation totale d’énergie finale autour de 1800 Twh/an.
o Passer de 300 à 500 Twh/an d’énergies renouvelables entre 2018 et 2028 (soit 35% d’une consommation qui serait réduite à 1400 Twh/an), avec environ la moitié provenant de chaleur renouvelable (qui passerait de 160 à 250 Twh/an) et l’autre moitié d’électricité renouvelable (de 110 à 220 Twh/an), le reste étant des agro-carburants (voir la partie « agriculture »).
* Environ 4 Twh/an (en 2018-2021) engagés sur +- 15 ans avec un surcoût moyen de +-10 euros/Mwh hors biogaz (avant la forte hausse des prix de gros fin 2021 qui impliquent depuis des recettes publiques de la part des Enr électriques récentes, qui sont devenues moins coûteuses que les prix de marché et doivent rembourser la différence à l’Etat)
**Dépenses communes avec celles du secteur de la rénovation énergétique (voir note dédiée)***Dont 1,5 Mds €/an de recherche publique et 9 Mds € de recapitalisations d’EDF et d’Areva depuis 2017, soit un total de 4 Mds € par an de soutien public sur cette période (I4CE 2021). Les recapitalisations ne sont pas des subventions, mais dans un contexte de fortes difficultés économiques de ces opérateurs, ces dotations n’avaient pas vocation à être récupérées mais à compenser des pertes.
Les résultats de cette politique ne sont pas à la hauteur : le rythme d’augmentation des énergies renouvelable est 2 fois inférieur aux objectifs fixés depuis 2008 (+ 10 Twh/an contre + 20 Twh/an visés)… ce qui a conduit à réduire les objectifs pour 2023 et 2028. Ce résultat décevant s’aggrave, alors que :
o Le coût des énergies renouvelables électriques s’est très fortement réduit, et donc leur besoin de subventions, celles-ci devant compenser le surcoût par rapport au coût de marché de l’électricité (Ademe coût des Enr 2019). Depuis la hausse des prix du gaz et de l’électricité de 2021, la plupart des Enr électriques impliquent même des recettes publiques (de plus de 5 Mds d’euros par an), qui auraient pu rapporter deux fois plus si le rythme d’installation des renouvelables avait été respecté.
o L’amélioration de la production de bois-énergie constatée en 2010-2014 s’est ralentie malgré un potentiel de + 80 % en exploitation équilibrée. En effet, la moitié de la croissance de la forêt (hors réserves naturelles) n’est pas exploité (IGN Ademe 2016), en conséquence de quoi le gaz reste le principal concurrent du bois-énergie et la première source de chaleur (~ 40% des 750 Twh/an de chaleur, dont 2/3 pour les bâtiments et 1/3 pour l’industrie).
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Source : CGDD « Suivi de la directive de 2009 relative à la promotion des Enr » (2020)
Les « inversions » : des soutiens devenus limitations et une promotion des imports de gaz
Alors que les énergies renouvelables (Enr) sont devenues nettement moins coûteuses et ne sont pas importées, les soutiens, parfois trop élevés dans le passé (Cour des comptes 2018), se sont transformés en limitations :
o L’essentiel des soutiens aux renouvelables sont des dépenses « anciennes » : elles ont été engagées avant 2015 pour les premiers parcs éoliens et le photovoltaïque, mais le paiement de ces aides s’étale sur 15 à 20 ans ;
o Ces énergies étant devenues rentables sans aide publique, les soutiens « nouveaux » concernent principalement l’éolien marin et le biogaz. En revanche, les réglementations visent plutôt à limiter le développement des renouvelables électriques ;
o Enfin, les soutiens au bois-énergie (principale énergie renouvelable pourtant très peu évoquée dans les débats et médias), sont extrêmement limités au regard des besoins (et des impacts positifs des équipements récents) et très inférieurs aux soutiens du gaz, pourtant fossile et importé.
Globalement, les dépenses publiques « nouvelles » engagées pour les énergies renouvelables ont été réduites de plus de 60% sur 10 ans. Les subventions engagées entre 2008 et 2017 représentent environ 6 Mds d’€ par an payés sur +-15 ans, alors qu’il est prévu entre 2018 et 2028 moins de 2 Mds d’€ de « nouveaux » engagements sur les 15 ans à venir :
Renouvelables électriques : plafonnées lorsqu’elles deviennent peu coûteuses
Du côté des renouvelables électriques, la PPE ne prévoit qu’une augmentation de moitié du rythme d’installation de l’éolien marin (+ 6 GW sur 10 ans contre 4 GW sur les 10 ans précédents), alors que son coût a très fortement chuté : de 220 €/Mwh en 2012 à moins de 50 €/Mwh pour le récent appel d’offre de Dunkerque. Or ce prix est équivalent, voire inférieur au prix de marché moyen et ne nécessitera que des montants de subventions limités, voire positifs en cas de prix de gros de l’électricité supérieur à 60 €/Mwh, (comme c’est le cas depuis fin 2021). Les appels d’offre prévus relèvent donc plutôt d’une limitation que d’un soutien à cette énergie renouvelable, qui est devenue rentable avec peu de financement public (en France et ailleurs) et contribuera selon la PPE à la « stabilité du réseau » (car produisant plus de 4000 heures/an, quasiment comme l’hydraulique et le nucléaire). Les appels d’offre récents pour l’éolien terrestre et les centrales photovoltaïques illustrent également cette politique de restriction : près du double des projets auraient pu être sélectionnés avec un surcoût inférieur à 5 euros/Mwh… alors que ces projets permettraient aujourd’hui une recette publique de plusieurs milliards d’euros par an, depuis que le prix de gros de l’électricité est passé de 50 à plus de 150 euros/Mwh (les producteurs doivent rembourser à l’Etat la différence entre le prix de marché et le prix de l’appel d’offre, voir CSPE 2022) :
Cette limitation est d’autant plus incohérente que le coût de production de la plupart des renouvelables est 2 fois moins élevé que celui des nouveaux réacteurs nucléaires, dont le coût est supérieur à 110 €/Mwh[3] contre moins de 50 €/Mwh pour la plupart des renouvelables. Y compris les renouvelables les plus comparables au nucléaire en termes de sécurité de production ont des coûts déjà inférieurs (ex. éolien marin) ou bientôt inférieurs (ex. biogaz ou solaire avec batteries) au nouveau nucléaire. De plus, ce coût du nouveau nucléaire n’intègre pas les 1,5 Mds €/an de recherche publique et les 9 Mds € de renflouement d’EDF et d’Areva depuis 2017, soit un total de 4 Mds € par an de soutien public sur la période récente (I4CE 2021). Malgré ce soutien massif, la production nucléaire est en baisse de plus de 20% depuis 10 ans, principalement en raison des travaux de maintenance et des incidents croissants, qui ont rendu indisponibles près de la moitié des 56 réacteurs pour l’hiver 2022. Les 2 réacteurs fermés à Fessenheim (bilan RTE) souvent cités dans les médias concernent pourtant moins de 10% de cette baisse. De plus, si les réacteurs actuels vont encore jouer un rôle majeur dans les prochaines décennies, les futurs réacteurs n’étant prévus (au mieux) qu’à partir de 2040, un rythme lent de développement des renouvelables risque d’aboutir à un prolongement de l’utilisation des centrales thermiques et/ou à une dégradation de la sécurité d’approvisionnement lors des « pics » de consommation (voir la question cruciale et sous-débattue du chauffage électrique plus loin).
A noter enfin qu’en termes d’impact économique, l’éolien terrestre est dans la moyenne des industries d’équipement, avec environ 50% de valeur ajoutée importée (Ademe 2017), mais il n’atteint pas les impacts économiques majeurs de l’éolien marin liés sa localisation industrielle : moins de 20% de la valeur est importée, avec déjà 5000 ETP créés avec les 3 premiers parcs. L’impact et l’acceptabilité sociale de l’éolien terrestre souffrent également du peu de projets bénéficiant aux habitants locaux (moins de 2%), contrairement à d’autres pays comme le Danemark, les bonus « participatifs » proposés restant marginaux.
Chaleur renouvelable : des soutiens au bois-énergie efficaces mais limités, alors que les imports de gaz sont favorisés
Du côté de la chaleur renouvelable, le Fonds chaleur a permis de doubler les chaufferies et réseaux de chaleur utilisant le bois en moins de 10 ans (+ 26 Twh/an de chaleur renouvelable dont +18 Twh/an de bois, Cgdd 2018 et Ademe 2019). Ce dispositif a de loin le ratio « Mwh/subvention » le plus efficient des soutiens aux énergies renouvelables (Cour des comptes 2018). En effet, 70% des projets soutenus n’auraient pas été engagés sans ces aides, qui ne sont versées que pour l’investissement initial (et non chaque année selon l’écart au prix de marché). De plus, le potentiel de ces aides reste important : la majorité des clients potentiels du fonds ne le connaissent pas et les demandes d’aides sont supérieures au budget. Malgré cette efficacité et ce potentiel, les aides totales ont été 3 fois moins importantes que prévu (250 vs. 800 M €/an), dans un contexte pourtant défavorable de prix du gaz au plus bas, principal frein au bois-énergie sur cette période.
En complément, le développement du bois-énergie nécessite une amélioration de la mobilisation du bois, peu soutenue en dépit des nombreux freins : morcellement de la forêt privé, dessertes insuffisantes, déclin des activités utilisant les parties massives du bois. En particulier, le bois-énergie provient de manière croissante des « restes » ou « connexes » d’activités davantage valorisées financièrement, mais en difficulté économique en France, en particulier le sciage de bois d’œuvre pour la construction et l’ameublement et dans une moindre mesure le bois d’industrie pour les panneaux et le papier (Usages Biomasse p.35-47 + I4CE relocalisation bois 2019). En conséquence, la moitié de la croissance de la forêt n’est pas exploitée, alors que l’absence d’exploitation émet davantage de gaz à effet de serre qu’une exploitation durable, privilégiant les essences diversifiées coupées à maturité. En effet, l’absence d’exploitation de certaines forêts (pour la plupart privées) implique à moyen terme une séquestration de carbone nulle (lorsque les arbres approchent de la maturité), des émissions liées à la décomposition des arbres morts, une plus grande fréquence des incendies (près de 70 M d’hectares en 2022) et surtout une substitution du bois par des matériaux et énergies nettement plus polluants, en particulier le béton et le gaz (Cgaeer 2015, Ademe forêts et climat 2021 et I4CE bois 2019).
Ces résultats de la mobilisation de la biomasse pour les énergies et les matériaux ont donc été obtenus alors que les budgets sont minuscules et que le concurrent « chauffage au gaz » a bénéficié d’avantages plus de 10 fois supérieurs, dans le cadre plus général des politiques de « petites transitions ».
Les soutiens au chauffage au gaz ont d’abord été centrés sur les aides aux chaudières gaz[4] (voir également note rénovation), pour un coût de +- 800 millions € par an (entre 2019 et 2021), alors que ces chaudières étaient déjà favorisées par un prix relatif limité, ainsi que par la non-régulation des tarifs. Une hausse de la fiscalité étaient prévue jusqu’en 2022, mais elle été gelée en 2018. En conséquence, la réduction de la fiscalité prévue sur le gaz a progressivement atteint 3 milliards € par an en 2022 :
Sources : Projet de loi de finance 2019 – dépenses fiscales et bilan énergie
*La hausse prévue était de + 40 €/TCO2, soit +8 €/Mwh (la combustion gaz émettant +- 0,21 TCO2/Mwh) **8 €/Mwh x ~350 millions de Mwh de gaz (hors « gros consommateurs ») ~ 3 Mds €/an d’avantage en 2022À l’échelle des décisions individuelles d’investissement, les prix professionnels, qui étaient en faveur du bois au début des années 2010 (+/- 20 vs. 30 €/Mwh), sont devenus similaires en 2017-2019 compte tenu de l’absence de régulation des tarifs et des avantages fiscaux du gaz. Même en anticipant un supplément de taxe carbone (finalement abandonné), la concurrence du gaz était déjà identifiée en 2018 comme le principal frein au développement des chaufferies bois (Ademe coût des Enr 2019). Le gel de la taxe carbone a donc aggravé cette concurrence, d’autant plus qu’un prix similaire du combustible entraîne un coût global plus élevé pour les chaufferies bois, plus coûteuses à installer. Ce surcoût de l’investissement est variable, mais peut être très élevé dans le cas d’un gros bâtiment. Par exemple, pour une puissance de 1000 KW, l’investissement dans une chaufferie bois coûte +/- 500 000 € (Ademe/Perdurance 2009) contre +/- 100 000 € pour une chaudière collective gaz de même puissance. Pour les particuliers, les restes à charges des poêles à granulés sont également supérieurs à ceux des chaudières à gaz, malgré la souplesse des poêles (qui peuvent être ou non reliés aux radiateurs) et les bénéfices sanitaires liés au remplacement des inserts et vieux équipements, les nouveaux appareils étant au moins 10 fois moins polluants (Ademe bois-santé, UFC et CNRS-Inserm 2022).
Depuis 2021, le bouclier tarifaire du gaz a encore
aggravé cette politique « pro-fossiles ». Au prix
d’une dépense publique prohibitive de +- 10 Mds € par an (8
à 9 Mds € pour 2022, Sénat PLFR
et 11,1 Mds € de subventions aux fournisseurs de gaz prévus pour 2023, AN
PLF), les tarifs du gaz restent peu
élevés (103
euros le Mwh, soit 2 fois moins que l’électricité et 40% de moins que le bois
granulé fin 2022) et régressifs (le
prix du Mwh baisse de 20% pour les consommations élevées). Un soutien était certes nécessaire pour les ménages modestes et
contraints, mais ces subventions « tarifaires »
non ciblées bénéficient en majorité aux
ménages aisés qui consomment 1,5 fois plus de gaz que les modestes, note
PLF 2023,
ce qui revient à une aide supérieure de 800 euros pour les 10% les plus aisés. Surtout, ces
aides tarifaires diminuent fortement les
gains monétaires liés aux rénovations performantes (voir la note rénovation)
et dissuadent la conversion des modes de chauffage vers la chaleur renouvelable
(bois-énergie ou pompes à chaleur dans les bâtiments isolés). A l’inverse, les tarifs du bois ne sont
toujours pas régulés, avec un prix du granulé passé en un an de 300 à plus
de 700
euros la tonne fin 2022 (soit plus de 150 euros le Mwh),
sans le bénéfice d’un bouclier tarifaire. Pourtant, cette énergie est
renouvelable et cette inflation brutale piège de nombreux ménages modestes,
entrave la dynamique
observée depuis début 2021 et accentue la défiance envers les politiques de
transition écologique (dans un contexte de fraudes massives à « 1
euro », voir la note rénovation).
À
l’inverse de ce « laisser-faire » devenu progressivement une politique
massivement pro-fossiles, certains pays ayant rendu prévisible une augmentation
progressive du prix du gaz ont eu des résultats impressionnants (voir note « alternatives » Suède à
venir). Importé et fossile, le gaz est donc étrangement soutenu par des
avantages publics et une absence de régulation des prix, alors qu’il bénéficie
encore d’investissements massifs de la part de multinationales, dont Total
qui le camoufle derrière un label « renouvelable et électricité » destiné
à être confondu avec « favorable au climat ».
Les incohérences des soutiens au chauffage électrique
Autre concurrent du bois-énergie, le chauffage électrique est également davantage soutenu que le chauffage au bois, en particulier dans les logements : plus de 1 Md €/an de primes, Certificats d'économies d'énergie et TVA réduite ont bénéficié aux pompes à chaleur (PAC), contre moins de 0,5 Md €/an pour le bois-énergie (en intégrant le tertiaire et l’industrie). Au-delà d’un rapport coût/efficacité moins performant, ce choix interroge sur la cohérence entre les politiques de rénovation énergétique et de production d’énergie. En effet, la diffusion du chauffage électrique rend nettement plus coûteux et complexe le mix électrique capable de couvrir les « pics » de consommation les jours de grand froid, sachant qu’un tiers de ce pic de consommation électrique français (35 GW sur +-90 GW) est déjà lié à la très forte diffusion du chauffage électrique dans les bâtiments. Cette situation très atypique et très coûteuse (des centrales sont construites principalement pour ces quelques semaines de pics), explique que la France est de loin le pays le vulnérable en Europe : dans les autres pays, les pics de consommation sont de 25 à 60% inférieurs (bilan RTE).
Étrangement, les récents scénarios de RTE soulignent ce problème des contraintes et coûts élevés associés aux pics de consommation électrique (y compris avec nouveau nucléaire), mais tout en prévoyant une diffusion du chauffage électrique de 35% des bâtiments… à 70% en 2050 (RTE p.62-66). Ces scénarios étant basés sur un maintien de la majorité des chauffages « grilles pains », un rythme peu élevé de rénovations performantes (en incohérence avec les objectifs de ce secteur) et une forte diffusion des pompes à chaleur. Pourtant, les PAC sont certes plus performantes en moyenne que les convecteurs, mais avec une performance qui décroît fortement avec le froid et donc durant les pics de consommation, ce qui est souligné par RTE dans le même document (p.98) et par de nombreuses autres études. Les PAC devraient donc être uniquement installées dans les logements bien isolés ou récents (notamment avec chauffage au sol), sous peine d’accroître le pic électrique…et la facture d’électricité des ménages. À l’inverse, les politiques de « coups de pouce » ont diffusé les PAC dans les maisons peu isolées de ménages modestes…souvent en substitution à des travaux performants d’isolation (voir note rénovation).
Après ces éléments sur les incohérences entre politiques et sur l’importance des soutiens au gaz, nous allons voir dans le prochain volet de cette synthèse qu’il est possible d’être encore plus éloigné des objectifs affichés et encore plus favorable aux fossiles, avec l’analyse des politiques totalement « inversées » des transports…
[1] 1 Twh (Térawattheure) = 1 milliard de Kwh (Kilowattheure) ou 0,085 Mtep (Millions de tonnes équivalent pétrole)
[2] Déjà -73 Mds d’euros entre juin 2021 et mai 2022 selon les données du 2nd trimestre 2022 augmentée à – 96 Mds d’euros entre septembre 2021 et août 2022
[3] L’estimation du coût de la production des nouveaux réacteurs des scénarios RTE de 2021 (67 €/Mwh en 2060 RTE Futurs p.33) est très éloignée des coûts réels constatés et contractualisés en France, au Royaume-Uni ou en Finlande (au moins 120 €/Mwh hors prototype) et semble avoir été imposée à RTE. Depuis, l’estimation de ce coût des EPR de 2ème génération a déjà été réévaluée à la hausse d’au moins +20% dans des documents internes d’EDF publiés quelques jours après la publication des scénarios de RTE… (Contexte 2021), le document soulignant également les doutes sur la capacité de tenir les délais de 2035 pour les 1ères livraisons.
[4] Les aides Ma Prime Rénov’ et CEE ont soutenu jusqu’en 2022 les chaudières au gaz, malgré leur prix déjà inférieur aux alternatives renouvelables bois ou PAC (pour les logements déjà isolés ou avec chauffage au sol, voir plus loin). Cumulées avec la TVA à 5,5% (toujours en vigueur), les chaudières au gaz étaient le mode de chauffage le plus soutenu en 2019-2021 avec plus de 2 Milliards € d’aides sur 3 ans, dont plus de 600 M € de CEE, 200 M € de MPR pour la seule année 2021 et plus de 450 M € par an de TVA réduite (notamment sur +- 3 Mds de chaudières à condensation, Ademe marchés). Lorsque la chaudière remplacée est très ancienne, ces aides permettent certes un gain d’efficacité énergétique mais elles ont « verrouillé au gaz » sur plus de 20 ans plusieurs millions de ménages (dont 600 000 supplémentaires entre 2016 et 2020, le nombre de logements au gaz est passé de 11,6 à 12,2 M), avec des prix très incertains qui ont déjà impliqué un bouclier tarifaire gaz au coût public exorbitant (voir encadré ci-dessous). De plus, la part de gaz naturel liquéfié (GNL) est en forte croissance, avec une empreinte carbone amont qui ajoute plus de 50% d’émissions de GES (Carbone 4), notamment en raison des fuites de méthane (encore sous-estimées selon l’AIE), ce qui aboutit à des émissions globales réelles du gaz supérieures à celles du pétrole et proches du charbon.
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