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L'énergie à découvert

 | 
Rémy Mosseri
, 
Catherine Jeandel

Neuvième partie. Le nouveau mis énergétique et ses conséquences

8. Transition énergétique et nouveaux modèles organisationnels

Dominique Finon

Texte intégral

1L’évolution du climat comme l’épuisement des ressources induisent à la fois le déploiement de ressources d’énergies renouvelables à apport variable, une meilleure efficacité en matière de production et de consommation, et des réseaux intelligents pour gérer l’ensemble. Une nouvelle économie post-énergie fossile peut-elle émerger spontanément de la convergence des technologies de l’information et de la communication (TIC) et des énergies vertes ? Certains économistes théoriciens nous disent qu’il suffit de mettre un prix élevé au carbone pour que se déclenche le développement d’une « grappe d’innovations vertes » sans voir que celui-ci doit s’opérer dans un espace technologique déjà occupé par des technologies centralisées et efficaces sans cesse en amélioration et que maîtrisent bien les grandes firmes en place. L’économiste historien, de son côté, nous dira que les énergies nouvelles n’apportent pas de nouveaux services directs en termes d’usages, et, comme elles restent plus chères que les productions fossiles (jusqu’à ce que celles-ci soient taxées à un niveau extrêmement élevé pour refléter les coûts du CO2), il faut définir tout un ensemble de politiques pour les « tirer » dans le marché. C’est sur ces nouvelles politiques que de nouveaux modèles d’affaires pourront se construire. Qu’est-ce que la discipline économique apporte alors pour éclairer ces choix de politiques ?

2Focalisons-nous sur les ENR électriques, et souvenons-nous que l’on a libéralisé les industries électriques depuis les années 1990. Ceci devrait offrir des opportunités pour voir émerger de nouveaux modèles économiques autour des ENR. Si le producteur ENR devient compétitif, il pourrait alors vendre directement à un fournisseur, à un industriel ou à une collectivité locale motivés. De leur côté, des acheteurs motivés peuvent chercher à contracter avec des producteurs verts, même s’ils sont plus coûteux que l’électricité du marché, selon leur disposition à payer pour les biens environnementaux. On imagine aisément voir émerger une économie énergétique décentralisée et territorialisée sur de telles bases de marché libéralisé. Mais les ENR sont des technologies très capitalistiques (c’est-à-dire que la part des coûts fixes dans leur prix de revient est très importante) et l’on observe que moins de 10 % des consommateurs choisissent des offres vertes quand elles existent, ce qui n’est pas suffisant pour déclencher directement ces investissements en unités ENR. De plus, même décentralisées, les unités ENR qui sont généralement de taille modeste et branchées sur les réseaux de distribution, pour l’heure non actifs, n’ouvrent pas des perspectives d’autonomie énergétique. Leur développement n’ouvre pas de possibilités d’économies de réseau de transport et de distribution, et accroît le besoin de réserve de puissance en compliquant plutôt la gestion du système.

Adapter les politiques d’appui au régime de marché

3Les systèmes actuels se sont organisés depuis la fin du XIXe siècle sur la base d’un régime de monopoles centralisés de service public autour de technologies ayant des atouts faisant justement défaut aux ENR : économies d’échelle associées aux formes centralisées de leur production et distribution, facilité de transport, capacité de stockage et de coordination des grands réseaux. Les ENR sont en général plus diffuses, et posent des problèmes d’intermittence et de stockage. Leur déploiement se fait au niveau des réseaux de distribution qui, pour l’heure, sont passifs, ce qui requiert l’introduction coûteuse de systèmes d’information complexes, d’électronique de puissance et de moyens de contrôle à distance pour gérer la stabilité des réseaux locaux de distribution. Face aux complications des processus d’innovation, la théorie économique justifie surtout que l’État appuie les investissements de R & D et de démonstration, mais est prudente pour le reste. Pourtant, le déploiement au stade commercial devra aussi être soutenu par des subventions à la production ainsi que par des règles d’exception pour l’accès prioritaire au réseau.

4Mettre un prix sur le carbone (par une taxe sur les émissions ou par des quotas échangeables) qui pénaliserait les productions carbonées d’électricité ne permet pas de déclencher des investissements suffisants en technologies bas carbone dans les industries électriques, à cause des incertitudes de long terme sur le prix du carbone et les risques propres à ces projets (risque d’apprentissage, risque administratif, risque politique). De plus pour celles qui se dirigent vers la maturité précommerciale, il y a un besoin d’« investissements d’apprentissage », c’est-à-dire le besoin de projets successifs qui doivent être soutenus économiquement après la réalisation des démonstrateurs* de taille commerciale pour permettre les baisses de coût. Il apparaît donc que ces techniques ne peuvent pas être portées par le marché sur les bases précédentes comme le soutiennent certains de leurs promoteurs, alors qu’en même temps ils en appellent à des mécanismes de soutien qui engagent pour 15 à 20 ans une aide à la production sur chaque projet.

Garantir des revenus sur 15 ans…

5On s’interroge donc sur l’efficacité comparée des instruments d’appui financier en termes de réalisation, de coût pour les consommateurs et en termes de compatibilité avec le régime de marché des industries électriques. Une solution est de mettre ces équipements hors du marché en leur garantissant un revenu stable par un prix garanti sur 15 ans (et plus dans le cas du PV), qui est aligné sur le coût complet de chacune des technologies. Le premier dispositif envisageable repose sur des tarifs d’achat garantis pour une période de 15 ans, qui s’appuie nécessairement sur une obligation d’achat par l’entreprise de réseau. Le second dispositif est l’appel d’offres pour l’obtention de contrats de long terme à prix garantis, qui est adapté aux projets les plus risqués soit du fait de la jeunesse de la technologie (les gros projets d’électricité à base de biomasse), soit du fait de leur taille (1 à 2 milliards d’euros comme pour l’éolien offshore). Ces deux types de mécanismes sont utilisés dans une vingtaine de pays européens. Le troisième dispositif est le système de l’obligation de certificats verts (Suède, Italie, Flandres et Grande Bretagne) qui consiste à inclure une obligation croissante d’électricité verte dans le «  portefeuille » de contrats d’approvisionnement des fournisseurs en concurrence, avec la possibilité d’échanger les certificats verts qui leur sont associés. Ceci étant dit, l’introduction des ENR doit reposer sur une coordination publique bien loin de l’utopie d’autonomie énergétique décentralisée des années 1970. Jeremy Rifkin, prospectiviste américain très écouté de l’économie verte pour sauver la croissance mondiale, considère que pour ce faire, on doit aller vers un monde étroitement encadré par une coordination et une planification publiques. Ces productions ENR et décentralisées ne peuvent pas se développer dans le marché sur les mêmes bases que les techniques classiques pour recouvrir leurs coûts fixes alors qu’en même temps elles vont devoir payer les coûts qu’elles entraînent pour le reste du système électrique. Dans les années à venir, il devra voir venir des planificateurs qui se placeront en dehors des idéologies pour promouvoir des solutions institutionnelles réalistes et effectives. Il serait bon également de reconnaître que le « forçage » des techniques électriques ENR et bas carbone (CCS – captage et stockage du carbone, nucléaire notamment) dans les marchés électriques par des dispositifs « hors marché » tue le marché. Il faudra le compléter par la planification et des contrats de long terme avec une « agence neutre » qui couvrirait les achats d’électricité à prix garantis venant de toutes les technologies, comme les Britanniques cherchent à réformer leur système actuellement. Alors qu’on pensait voir émerger spontanément des organisations autonomes, décentralisées, écologiques, et ce en symbiose avec le « marché » sacralisé, le « modernisme énergétique » nous demande de désacraliser ce même marché et de réhabiliter la planification, ce qui n’est pas si simple.

Bibliographie

Références bibliographiques

• J. RIFKIN – La troisième révolution industrielle : comment le pouvoir latéral va transformer l’énergie, l’économie et le monde ? Les liens qui libèrent, 2012.

• Syndicat des Énergies Renouvelables – Le livre blanc des énergies renouvelables. Des choix qui fondent notre avenir, www.enr.fr, 2012.

• J. VERNIER – Les Énergies Renouvelables, Que sais-je ? 2012.

• D. FINON et M. CEPEDA – Les externalités de long terme du développement imposé de la production éolienne dans un marché électrique, Revue de l’Énergie, 2012.

• D. FINON – Photovoltaïque : l’inadéquation du tarif d’achat, Revue de l’Énergie, 2009.

© CNRS Éditions, 2013

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