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Énergies nouvelles, territoires autonomes ?

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Gilles Lepesant

Introduction

Gilles Lepesant

Texte intégral

1Ce livre part d’un constat : les systèmes énergétiques connaissent une mutation rapide sous l’effet de la montée en puissance des énergies renouvelables et cette mutation est de nature à transformer la géographie des sites de production et des réseaux et d’ouvrir la voie à des systèmes décentralisés. L’innovation technologique joue ici un rôle clef. Elle a permis d’améliorer sensiblement les performances des installations et d’en réduire le coût dans des proportions spectaculaires. En Europe, les règlementations ont ouvert les marchés, déstabilisé les monopoles, permis l’irruption de nouveaux acteurs et contribué à rapprocher réseaux et réglementations de pays jusque‑là peu interconnectés. Enfin, sur fond de mobilisation des opinions publiques et des acteurs publics et privés contre le réchauffement climatique, les citoyens s’avèrent désireux de contribuer directement à la transition énergétique comme en témoignent le succès des coopératives énergétiques en Allemagne ou encore l’écho rencontré par les offres proposées en matière d’autoconsommation en France. Ces différentes dynamiques concourent à rendre les systèmes énergétiques plus décentralisés, voire fragmentés. Elles invitent à s’interroger sur la dimension spatiale de la transition en cours, la montée en puissance des énergies renouvelables réactualisant l’idée de territoires autonomes aux dépens des réseaux centralisés hérités des xixe et xxe siècles.

Un mix énergétique qui évolue dans le contexte du réchauffement climatique

2En 2016, une stabilisation des émissions de GES (gaz à effet de serre) a été observée dans le secteur de l’énergie pour la troisième année d’affilée (AIE, 2017). Si les États‑Unis demeurent le principal émetteur de GES par habitant, c’est ce pays qui a connu la plus forte baisse (3 %) imputable au déclin du charbon concurrencé par les énergies renouvelables et surtout le gaz de schiste. Même tendance en Chine (qui demeure le premier émetteur avec près de 25 % des émissions mondiales) grâce, là aussi, à un déclin du charbon et dans le contexte d’une croissance économique légèrement ralentie. L’Europe, qui représente environ 10 % des émissions de GES, a connu une stabilisation de ses émissions, la demande de gaz augmentant de 8 %, celle de charbon déclinant de 10 %.

  • 1 Parties par million.

3Que nous dit cet instantané ? Qu’une dynamique est à l’œuvre sans pour autant garantir que les objectifs de la COP 21 seront atteints. Certes, un découplage entre croissance économique et émissions s’observe pour la première fois depuis 2010 mais le volume de CO2 stocké dans l’atmosphère n’a jamais été aussi élevé (supérieur à 400 ppm1) et le réchauffement se poursuit. Selon un bilan établi par l’Organisation mondiale de météorologie (WMO, 2017), l’année 2016 s’est caractérisée par une nouvelle réduction de la banquise, par des températures sans précédent dans plusieurs régions du monde et l’année fut la plus chaude dans l’histoire du continent américain (la troisième la plus chaude en ce qui concerne le continent européen).

4Selon l’université d’Oxford (2017), pour conserver 50 % de chance d’atteindre l’objectif fixé par l’accord de Paris (à savoir un réchauffement inférieur à 2oC), le monde devrait s’abstenir d’ajouter de nouvelles capacités de production électrique à base d’énergies fossiles après 2017. Surtout, la compréhension des conséquences du réchauffement climatique nécessite une lecture spatialisée, ses effets et ses répercussions différant sensiblement d’un territoire à l’autre.

5Dans les études territorialisées du GIEC (1997), l’espace méditerranéen apparaît ainsi particulièrement vulnérable. Une augmentation des températures allant de 2,2 à 5,1°C pour la période 2080‑2100 y est anticipée, avec des conséquences significatives sur le régime des pluies, la disponibilité des terres arables et donc sur les équilibres économiques et politiques de cette région. En contrepartie, d’autres régions du monde paraissent moins menacées, notamment l’Europe, même si la vulnérabilité de certains littoraux et la récurrence des événements climatiques violents inquiètent légitimement.

  • 2 Organisation des pays exportateurs de pétrole.

6La production et la consommation d’énergie étant responsables de deux tiers des émissions de GES, le renouvellement du mix énergétique jouera un rôle clef dans l’évolution du climat. En apparence, le système énergétique mondial demeure inchangé, rythmé par les réunions de l’Opep2 et centré autour de quelques pays producteurs dont les énergies fossiles dominent un mix énergétique mondial encore peu perméable aux énergies renouvelables. Des mutations d’envergure sont pourtant à l’œuvre. L’avènement du pétrole et du gaz non conventionnel aux États‑Unis a remis en cause une géographie aux apparences immuables. Les États‑Unis sont désormais le premier producteur de pétrole et de gaz au monde. Conçu au début des années 2000 pour importer du gaz, le terminal de Sabine Pass en Louisiane a été transformé pour en exporter à partir de 2016.

7Aux États‑Unis comme dans plusieurs autres pays, l’âge d’or du charbon semble révolu. En 2016, la baisse de la consommation a été de 11 % aux États‑Unis où, pour la première fois, le gaz a prévalu pour la production d’électricité. Au Royaume‑Uni, le charbon ne comptait plus en 2016 que pour 9 % de la production électrique contre 23 % en 2014. L’Inde et la Chine (où 86 % des centrales thermiques construites entre 2006 et 2016 y ont été implantées) s’avèrent ici cruciales. Le gaz y joue un rôle mineur mais devrait voir sa place se renforcer tant le nombre de centrales à charbon dont la construction a été arrêtée était élevé en 2016 (Clark, 2017a). Le charbon cède du terrain, non pas au profit des énergies renouvelables, mais parce que l’âge d’or du gaz a commencé.

8Cette mutation pourrait être ralentie par les pertes d’emploi qu’elle induit. L’argument a pesé dans la rhétorique du président américain Donald Trump élu en 2017, les emplois miniers étant particulièrement concentrés dans quelques États (Virginie, Wyoming notamment) dont il a pu s’assurer le soutien en dénonçant le déclin du charbon. La réalité demeure que les emplois nouveaux ne sont plus dans les énergies fossiles. De 2010 à 2016, la part des salariés actifs aux États‑Unis dans le secteur de l’énergie solaire a augmenté de 25 % pour atteindre plus de 370 000 personnes (ministère américain de l’Énergie, 2017). L’éolien occupait en 2016 plus de 100 000 personnes quand les effectifs du charbon ne cessaient de se réduire pour atteindre 160 000 personnes. Au fond, si le charbon demeure un argument du débat politique américain, la raison en incombe à la distribution spatiale des emplois qui sont en l’espèce concentrés dans quelques États. Les énergies renouvelables comptent et créent bien davantage d’emplois mais ceux‑ci sont moins concentrés (même si certains États, comme la Californie, en recensent un grand nombre) et encore peu présents dans le débat politique.

9Aux États‑Unis, comme en Asie ou en Europe, une transformation profonde du système énergétique mondial est néanmoins à l’œuvre qui ne se réduit pas au déclin du charbon ni à la montée en puissance du gaz. À l’échelle mondiale, les EnR représentent 13,8 % de l’offre (AIE, 2016), un pourcentage néanmoins largement imputable à l’hydroélectricité et à la biomasse. Le bois utilisé en Afrique pour la cuisson au détriment de la sécurité des populations et de la qualité de l’air, les barrages hydroélectriques, l’énergie solaire, l’énergie éolienne comme les biocarburants se retrouvent en effet souvent sans distinction dans les représentations qui prévalent au sujet des énergies renouvelables. Différencier entre ces différentes sources d’énergie comme on distingue les énergies fossiles entre elles s’impose pourtant. Une analyse détaillée montre que la biomasse et l’hydroélectricité constituent encore l’essentiel des EnR mais que les « nouvelles » énergies renouvelables, comme le photovoltaïque et l’éolien dont la part dans le mix énergétique mondial est aujourd’hui marginale (1,3 %), connaissent une forte croissance. De 1990 à 2014, le taux de croissance des différentes énergies renouvelables pour la production d’électricité a été de 46,2 % pour le photovoltaïque, de 24,3 % pour l’éolien loin devant les autres renouvelables (AIE, 2016).

10L’Asie joue un rôle clef dans cette progression des énergies renouvelables. Elle a concentré 58 % des capacités de production d’énergie renouvelable ajoutées en 2016. Cette même année, les trois quarts des nouvelles capacités d’énergie éolienne ont été installés dans quatre pays (Chine : + 19 GW, États‑Unis : + 9 GW, RFA : + 5 GW, Inde : + 4 GW). Quasiment la moitié des nouvelles capacités dans le secteur du photovoltaïque a été installée dans un seul pays, la Chine (Irena, 2017).

L’énergie au cœur du processus d’intégration européenne

11L’Europe porte une lourde responsabilité dans le réchauffement climatique et l’Union européenne en tire les conséquences. La part de l’Europe dans les émissions de GES ne cesse de se réduire (autour de 10 % en 2017) mais des débuts de la révolution industrielle aux années 1960, elle a représenté la majorité des émissions. Le carbone stocké dans l’atmosphère est pour l’essentiel d’origine européenne. Pour autant, la politique énergie‑climat est l’une des politiques européennes qui a connu le plus grand nombre d’avancées depuis les années 1990. De la libéralisation du secteur de l’énergie amorcée dans les années 1990 au soutien apporté aux énergies renouvelables depuis 2009 et aux instruments déployés dans le cadre de sa politique climatique, les avancées ont été notables.

12Controversés, les résultats ne sont pas pour autant anodins. Le plus grand marché carbone est en 2017 celui du continent européen même si sa réforme s’avère aussi difficile qu’urgente compte tenu de l’effondrement du prix de la tonne de carbone. Dans le seul secteur de l’énergie, le découplage entre croissance économique et consommation est acté. En 2016, l’intensité énergétique y était inférieure de 10 % au niveau atteint en 2006 et retrouvait des niveaux inédits depuis le début des années 1990. À cette époque‑là, l’UE absorbait 21 % de l’énergie consommée dans le monde. Cette part s’est abaissée à 13 % quand la Chine passait, elle, de 8 à 22 % durant le même laps de temps (Evans, 2015).

13Le mix énergétique des pays européens demeure très diversifié mais la part des renouvelables progresse partout. La part du charbon a diminué de 27 % en 1990 à 17 % en 2015 et dans le même temps, les renouvelables ont progressé de 4 % à 16,5 %, l’objectif des 20 % à l’horizon 2020 dans le cadre du paquet énergie‑climat de 2009 (voir ci‑après) devenant ainsi réaliste. Cette politique de soutien aux énergies renouvelables a d’autant plus transformé le paysage énergétique qu’elle fut précédée d’une libéralisation initiée par l’Acte unique européen en 1986. Peu à peu, les États ont admis que la sécurité énergétique n’était pas affaiblie mais renforcée par une intégration croissante des systèmes énergétiques nationaux et que les situations de monopoles ne valaient pas d’être préservées. Plusieurs « paquets » législatifs furent ainsi adoptés, notamment en 1996, 1998, 2003 et 2009. D’autres initiatives suivirent, l’ensemble de ces actes étant au final rassemblés et mis en cohérence dans l’Union de l’énergie énoncée en 2016.

  • 3 Le paquet fixe trois grands objectifs : réduire les émissions de gaz à effet de serre de 20 % (par (...)

14Amorcée en 2009 avec le paquet 3x203, la politique de soutien aux énergies renouvelables a été réactualisée en 2014. D’ici à 2030, les États membres se sont engagés à une réduction de 40 % des émissions de GES (par rapport au niveau de 1990), à une part des EnR (énergies renouvelables) d’au moins 27 % et à une amélioration de l’efficacité énergétique de 27 %. Ces objectifs ainsi que la modification du régime des aides d’État dans les domaines de l’énergie et de l’environnement intervenu en 2014 puis le paquet législatif proposé fin 2016 ont suscité des réactions mitigées. Les nouveaux objectifs en matière d’énergies renouvelables paraissent peu ambitieux (même s’il ne faut pas sous‑estimer l’impact du renouvellement nécessaire des installations mises en place une vingtaine d’années plus tôt). En outre, ils ne sont plus contraignants si bien qu’une gouvernance nouvelle devra être initiée pour convaincre chaque État de ne pas se complaire dans un rôle de « passager clandestin ». L’élan de 2009 serait-il retombé ?

15Au‑delà des règlementations européennes et nationales, le facteur clef reste le coût des énergies renouvelables. L’idée communément répandue selon laquelle ces énergies seraient un luxe onéreux et qu’elles seraient incapables de concurrencer les énergies fossiles ou l’énergie nucléaire dans le cadre des principes de l’économie de marché perd chaque année de sa pertinence. En une décennie (2005‑2015), le coût des panneaux photovoltaïques a en effet chuté de 80 % (Dickon, Rogers, 2015) grâce aux avancées technologiques, aux nouveaux process industriels et aux économies d’échelle permises par un marché en croissance. Partout dans le monde, les appels d’offres lancés témoignent de records à la baisse sans cesse battus. La barre des 100 dollars/MWh est désormais franchie dans la plupart des pays du monde avec, pour certains projets pouvant compter sur des conditions climatiques favorables, des coûts avoisinant une trentaine de dollars. Le scénario d’un mix électrique composé à 100 % d’énergies renouvelables paraît moins utopique que jamais, que ce soit aux États‑Unis (NREL, 2012) ou en France (Ademe, 2016).

16Cette chute des prix s’avère déterminante pour le développement à venir des énergies renouvelables dans des pays où le soutien public a jusque‑là joué un rôle clef, notamment en Allemagne. Dans ce pays, le coût de la seule surcharge imposée aux consommateurs au titre du soutien aux énergies renouvelables s’est élevé à 124,8 milliards d’euros entre 2005 et 2015 (DICE Consult, 2016) et les tarifs d’achat fixés pour vingt ans laissent augurer d’un coût croissant pour les années à venir. Justifier une facture d’électricité qui ne cesse d’enfler quand les prix de gros s’effondrent (voir ci‑après) devient de plus en plus compliqué même s’il est avéré que les alternatives (privilégier les énergies fossiles ou le nucléaire) auraient des coûts directs et indirects tout aussi significatifs. Néanmoins, ce coût est moins élevé dans d’autres pays, par exemple en Suède où l’institution de certificats a été préférée à la mise en place de tarifs d’achat. Surtout, les avancées technologiques ont permis un changement de paradigme depuis 2014. Cette année‑là, l’Union européenne a acté l’intégration progressive des énergies renouvelables dans les règles du marché. Depuis, les tarifs d’achat disparaissent progressivement de la panoplie des instruments de soutien à la transition énergétique.

17La Commission européenne a en effet revu un système de subventions dont le coût a paru absurde à l’heure où le marché européen croulait sous les surcapacités de production. Induites par la crise qui a déprimé la demande d’énergie et par les investissements (excessifs ?) consentis par les principaux acteurs du secteur, ces surcapacités ont fait chuter les prix de gros et affaibli durablement les acteurs habitués à détenir des positions fortes, voire dominantes, sur leurs marchés respectifs. « Il est temps pour les renouvelables de s’intégrer au marché », trancha finalement le vice‑président de la Commission en charge de la politique de concurrence Joaquín Almunia (Commission européenne, 2014). Une nouvelle phase s’est ainsi ouverte. Invite‑t‑elle au pessimisme ? Les tarifs d’achat semblent en effet condamnés et réduits aux petites installations. Le complément de rémunération qui permet de lier les revenus perçus aux évolutions du marché se diffuse. L’appel d’offres se généralise. Il permet de mettre en concurrence les producteurs et permet à la puissance publique de moduler la montée en puissance des énergies renouvelables au gré de ses ambitions et des capacités d’absorption du réseau. En somme, un nouveau cadre se constitue qui présente de surcroît l’avantage d’harmoniser progressivement les régimes de soutien sur un continent jusque‑là morcelé en nombreux dispositifs différents.

18Quels premiers enseignements en tirer ? Dans le seul cas français, le coût demandé pour le photovoltaïque au sol par les candidats retenus est passé de 107 euros/MWh en 2013 à 82 euros en 2015 et à 62 euros en 2017 (ministère de l’Environnement, de l’Énergie et de la Mer, 2017). Le 13 avril 2017, l’Agence allemande en charge des réseaux publia les résultats de son premier appel d’offres pour des parcs éoliens marins situés en mer du Nord. Quatre offres correspondant à différents parcs furent acceptées. Le soutien sollicité le plus élevé fut de 60 euros/MWh et pour l’un des projets, aucun soutien ne fut sollicité alors même que les prix du marché avoisinaient 30 euros. Certes, le projet en question jouit de conditions favorables (important gisement de vent, infrastructures voisines déjà installées et susceptibles d’être valorisées, coûts de connexion non pris en compte, mise en service fixée à une date éloignée). Néanmoins, pour la première fois au monde, un projet éolien marin a été engagé sans que le moindre soutien des pouvoirs publics n’ait été sollicité (Clark, 2017b).

19Cette chute des coûts est‑elle appelée à cesser rapidement ? La marge de progression ne semble pas épuisée dans le photovoltaïque tant les baisses ont été jusqu’à présent enregistrées principalement dans le secteur manufacturier. Or, le coût des équipements ne représente qu’un tiers du coût d’une installation (Dickon, Rogers, 2015). Les deux tiers restants représentent les coûts administratifs (obtention de permis et d’autorisations, par exemple) ainsi que les coûts de maintenance, ces derniers pouvant être réduits grâce à une meilleure articulation entre les différentes parties prenantes (Frankel et al., 2016).

20Dans un effort prospectif, l’Ademe (2016b) a envisagé une baisse du photovoltaïque de 35 % et de l’éolien de 15 % d’ici à 2025. Dans ce contexte, les énergies fossiles voient leur prééminence fragilisée et le nucléaire peine à démontrer qu’il constitue la solution bas carbone la plus économique. Pour le projet britannique de Hinkley Point, le soutien accordé fut de 108 euros/MWh pour une durée de trente-cinq ans, indexé à l’inflation (Ward, 2016). Dans le cas français de Flamanville, la Cour des comptes (2012) estimait le coût du mégawattheure entre 70 et 90 euros, une analyse rédigée lorsque le projet devait coûter 3,3 milliards d’euros et être achevé en 2012. Depuis, la date d’achèvement a été décalée et le coût du projet a été porté à 10,5 milliards d’euros (Feitz, 2016). L’argument selon lequel les systèmes énergétiques nécessitent des capacités de production massives et insensibles aux aléas météorologiques n’est pas devenu désuet, mais réduire les énergies renouvelables à un épiphénomène aberrant en termes économiques n’est plus justifié.

21Les avancées technologiques couplées aux économies d’échelle laissent à penser que les coûts devraient encore diminuer au point que la seule question qui vaille pourrait être celle‑ci : à quel rythme le système énergétique est‑il appelé à être renouvelé ? Ici, l’histoire ne procure (comme à l’accoutumée) aucun enseignement clair. Certes, les transitions énergétiques prennent du temps. Entre l’installation des premières éoliennes en 1980 et 2010, il a fallu une trentaine d’années au secteur éolien pour arriver à générer 3 % de l’électricité produite aux États‑Unis (Sovacool, 2016). Néanmoins, il n’a fallu que onze ans pour que l’énergie nucléaire atteigne 25 % de parts de marché en France. Aux Pays‑Bas, le gaz naturel a nécessité une décennie pour atteindre la même part de marché. Ce même laps de temps a suffi dans la province de l’Ontario pour que le charbon passe de 2003 à 2014 d’une part de marché de 25 %… à sa disparition.

22Les acteurs économiques sont d’autant plus fondés à s’interroger sur leur stratégie que par le passé leurs pairs n’ont pas toujours brillé par leur sens de l’anticipation. Thomas G. Marx (1976) explique comment, dans les années 1920, les acteurs de l’industrie ferroviaire américaine réagirent différemment face à l’irruption du diesel. L’American Locomotive Company et Baldwin Locomotive Works, détentrices à elles deux de 80 % du marché, préférèrent améliorer la technologie existante (à savoir la machine à vapeur) plutôt que de concéder à la technologie émergente (le diesel) un quelconque avenir. En 1930, le PDG de Baldwin Locomotive Works, M. Vauclain, déclarait ainsi avec confiance :

23« Le développement de la locomotive Diesel retient l’attention des ingénieurs et des professionnels du secteur ferroviaire dans le monde entier et les progrès sont notables […]. Mais selon moi, nous commençons seulement à réaliser ce que l’on peut effectivement faire avec la machine à vapeur en termes d’efficacité, d’avantage économique et de réduction des tâches de maintenance. On en parlera sans doute encore mieux en 1980 que dans cette Convention de 1930. Je n’ai pas changé d’avis sur cette extraordinaire invention humaine et je continuerai comme par le passé à être son avocat et son fabricant. »

24Après avoir tardivement tenté de conserver des positions fortes en investissant dans le diesel, l’entreprise perdit pied et quitta le marché de la locomotive en 1965. D’autres entreprises ont eu leur instant Kodak, du nom de cette entreprise qui bien que pressentant l’avènement du numérique tarda à se remettre en cause au regard des marges confortables dégagées par son cœur de métier (Hill, 2012).

25Les grandes entreprises énergétiques européennes se retrouvent dans cette situation d’incertitude. La plupart d’entre elles ont vu leur capitalisation fondre à mesure des avancées de la transition énergétique. Certains groupes ont acté leur virage stratégique en séparant leurs activités. E.ON s’est focalisé sur les énergies renouvelables, les activités de réseau et le nucléaire et a rassemblé ses actifs dans le charbon dans une entité à part cotée en Bourse (Uniper). Même démarche chez RWE bien qu’inversée. Les énergies fossiles ont été conservées, les autres activités étant transférées dans une filiale créée ex nihilo (Innogy). Quelle stratégie s’avérera la plus pertinente ? RWE a pris 75 % d’une entité valant 20 milliards de dollars, ce qui lui permet à terme de céder des parts au cas où des besoins en capitaux apparaissaient. E.ON s’est certes séparé de ses activités les moins porteuses mais ne dispose pas des mêmes réserves en détenant 46 % d’une entité estimée à 4 milliards de dollars (Chazan, 2016).

26Plus généralement, les quatre grands ont été confrontés à un contexte dégradé depuis les années 2008‑2010. La crise de 2008 a déprimé la demande, les investissements consentis au cours des années précédentes ont été d’autant plus difficiles à rentabiliser que l’émergence des énergies renouvelables a renforcé l’offre sur les marchés. Finalement, les prix du marché ont chuté. La priorité donnée par la puissance publique aux renouvelables dans l’approvisionnement des réseaux a conduit à certaines périodes à une offre excédant la demande et par conséquent à des prix négatifs. La rentabilité des centrales conçues pour approvisionner le réseau en permanence en a été éprouvée. Au final, les entreprises énergétiques européennes ont été nombreuses à acter des dépréciations d’actifs, d’un montant de 6 milliards d'euros dans le seul cas des quatre grands fournisseurs allemands (DICE Consult, 2016).

27La transformation en cours des systèmes énergétiques induit une recomposition de l’industrie et des chaînes de valeur qui va au‑delà des seules mutations induites par la politique de libéralisation du secteur. Dans le cadre de celle‑ci, les anciens monopoles ont dû accepter la séparation entre les activités liées à la maintenance et au développement des réseaux d’une part, et les activités commerciales d’autre part pour lesquelles la concurrence doit prévaloir. C’est ainsi qu’en France un transporteur (RTE) cohabite désormais avec un distributeur (Enedis) et un producteur d’électricité (EDF). Très rapidement, de nouveaux acteurs se sont toutefois joués des barrières à l’entrée et ont investi le marché, qu’il s’agisse de plates‑formes de services, d’agrégateurs ou encore de start‑up dépourvus de réseaux et d’ancienneté dans l’énergie mais aptes par leurs innovations dans le numérique à s’imposer comme fournisseurs alternatifs.

28Sur fond de progrès technologiques, de réduction des coûts, de révolution de la mobilité, de nouveaux acteurs apparaissent qui remettent en cause la prééminence des grands groupes établis à la faveur de situations monopolistiques. La division entre ceux qui produisent l’électricité et ceux qui la consomment ne vaut plus. Le producteur peut être un citoyen (un prosumer), une coopérative, une ville, une entreprise soucieuse de se protéger des fluctuations du marché sans recourir aux contrats à terme. Tel parc éolien peut associer des fonds d’investissement hongkongais comme des banques locales et changer plusieurs fois de propriétaires avant ou après la fourniture des premiers kilowattheures. Dans le monde d’avant, les chaînes de valeur étaient verticalement intégrées, le marché était commandé par l’amont. Il l’est désormais par l’aval.

29Sur le territoire, cette nouvelle dynamique se traduit par l’émergence de la production distribuée, le développement des microréseaux (que Fanny Lopez analyse ici dans le cas de Londres) ou le succès du concept de ville intelligente. Les nouveaux entrants sur le marché peuvent aider à valoriser les productions locales et à optimiser le recours à différentes énergies disponibles et nécessaires sur un même territoire. Leur flexibilité et leurs faibles coûts de structure les rendent compétitifs.

30Comme l’explique un interlocuteur de Fanny Lopez cité plus bas, « l’énergie décentralisée est une technologie perturbatrice pour l’économie historique et le modèle d’affaires associé des opérateurs qui résistent ». Les acteurs historiques du marché se retrouvent confrontés au dilemme des champions de la machine à vapeur du début du xxe siècle. Changer de modèle, acquérir le savoir‑faire des nouveaux acteurs malgré des coûts de structure plus lourds est une option. Élever des barrières à l’entrée, jouer des avantages hérités du passé (par exemple la détention de données sur la clientèle), d’une relation privilégiée avec l’appareil de l’État pour gagner du temps et se trouver un nouveau rôle en est une autre. Le pari d’un monde dans lequel systèmes décentralisés et centralisés cohabiteraient n’est en effet pas inepte. Volonté d’indépendance énergétique, préservation de la péréquation tarifaire au nom de la cohésion sociale, nécessité d’investissements lourds, pouvoir de marché suffisant pour négocier approvisionnement et fourniture avec des partenaires étrangers : les raisons ne manquent pas aux acteurs historiques pour estimer qu’ils ne connaîtront pas le sort des champions de la machine à vapeur.

31À la montée en puissance des énergies renouvelables, on objectera que les puissances installées restent modestes, que l’intermittence de la plupart des énergies renouvelables nécessite une refonte des réseaux et le maintien de capacités de production stables (fut‑ce au prix du maintien de centrales thermiques au charbon, comme en Allemagne). L’intermittence des énergies photovoltaïque et éolienne est en effet un frein à leur développement, mais jouer sur les différentes énergies disponibles permet de limiter les périodes de la journée ou de l’année où l’énergie renouvelable est moins disponible. Surtout, le coût du stockage diminue tout aussi rapidement que celui des installations de production. Finalement, le mot « système » devrait convenir plus que jamais à définir le champ de l’énergie tant il s’agira de plus en plus de solliciter différentes options en matière de production, de stockage, de distribution pour satisfaire la demande. L’innovation est ici majeure puisque l’économie s’est historiquement appuyée sur un nombre restreint d’énergies. La révolution industrielle s’est appuyée sur le charbon et le bois. L’économie moderne s’est adossée à d’autres énergies fossiles (gaz, pétrole) et au nucléaire. L’économie de demain sera fondée sur un nombre nettement plus important de ressources allant de l’hydrogène au pétrole en passant par le gaz, le photovoltaïque, voire le nucléaire grâce à des centrales de plus petite taille.

32L’organisation des nouveaux écosystèmes reste toutefois à écrire. De nouveaux partenariats sont à concevoir entre les acteurs de ce paysage énergétique fragmenté. À l’échelle nationale comme à l’échelle locale, un équilibre devra être trouvé entre le marché, qui exige harmonisation des normes d’un État européen à l’autre et initiatives règlementaires locales, la concurrence destinée à assurer des prix aussi bas que possible de même que cohésion sociale, innovation, lutte contre la précarité. Ce nouveau contexte industriel inspire une géographie recomposée.

Une géographie de l’énergie fragmentée

33Si le charbon puis le pétrole, le gaz et le nucléaire ont contribué à l’établissement de réseaux centralisés, les énergies renouvelables obéissent à des logiques spatiales différentes, décentralisées, avec des sites de production plus proches que jamais des lieux de consommation. À l’heure actuelle, le tiers des réserves de pétrole se trouve dans deux pays (le Venezuela et l’Arabie Saoudite) et 40 % de la production dans trois pays (les États‑Unis, l’Arabie Saoudite et la Russie). S’agissant du gaz, deux pays également concentrent le tiers des réserves (l’Iran et la Russie) et deux pays assurent 40 % de la production (les États‑Unis et la Russie). La géographie des énergies renouvelables ne saurait être aussi polarisée.

34Les métaux critiques et les terres dites rares, nécessaires aux installations d’énergies renouvelables, pourraient certes devenir une préoccupation majeure (Vidal et al., 2013). Néanmoins, ces ressources ne sont pas rares et la principale inquiétude renvoie davantage à leur instrumentalisation géopolitique et à la volatilité des cours qu’à leur disponibilité dans la nature. Dans l’hypothèse d’une transition énergétique conduite jusqu’à son terme, l’accès à la technologie prévaudra sur l’accès à la ressource. La plupart des pays disposeront de la ressource, quelques‑uns maîtriseront la technologie. Une nouvelle géopolitique est ici en germes qui peut reléguer à l’histoire les guerres du pétrole sans nécessairement épargner au monde de nouvelles tensions.

35La géographie de l’énergie est ainsi appelée à se transformer à l’échelle mondiale. La même observation vaut aux autres échelles. L’espace européen se tisse d’interconnexions toujours plus nombreuses, dont la rareté a longtemps paru saugrenue à l’heure du marché intérieur européen. À quoi bon vanter l’Union de l’énergie s’il manque les réseaux permettant à l’électricité de circuler d’un État à l’autre ? Dans le cadre des politiques de transport et d’énergie, l’UE s’est employée dans un premier temps à constituer des réseaux de transport européen (RTE), à la fois dans les secteurs du transport, de l’énergie et des télécommunications. Pour la période 2014‑2020, ce mécanisme a été réaménagé dans le cadre du mécanisme pour l’interconnexion en Europe (MIE) doté d’un budget d’environ 30 milliards d’euros, dont 5 milliards pour le secteur de l’énergie.

  • 4 Communauté européenne du charbon et de l’acier.
  • 5 Union for the Coordination of the Transmission of Electricity (Union pour la coordination du trans (...)
  • 6 European Network of Transmission System Operators for Electricity (Réseau européen des gestionnair (...)

36Depuis ses origines et la CECA4, le projet européen est intimement lié à l’établissement de solidarités concrètes dans le secteur de l’énergie. Du charbon géré conjointement par quelques États précurseurs, l’Europe est passée à l’interconnexion avec les pays voisins comme préalable à de futurs élargissements. Parmi les premières étapes préfigurant l’adhésion de l’Europe centrale à l’UE figura ainsi son intégration à l’UCTE5 (devenu en 2008 ENTSO‑E6). La synchronisation a depuis été étendue à une partie des Balkans, une partie du voisinage oriental et à la Turquie (en 2015).

37De nouvelles solidarités se tissent par ailleurs à l’échelle régionale. Ici comme dans d’autres domaines, le nord de l’Europe montre la voie. Depuis 1996, la Suède et la Finlande sont unies dans un même marché électrique découpé en zones infra‑étatiques entre lesquelles les flux circulent au gré des besoins signalés par la fluctuation instantanée des prix. Le Danemark puis les États baltes les ont rejoints. Entre la Norvège qui s’imagine « batterie » de l’Europe grâce à son potentiel hydroélectrique et l’Allemagne, un câble se construit (NordLink7) pour remédier aux fluctuations des éoliennes allemandes. Insensible au Brexit, cette géographie englobe le Royaume‑Uni qui travaille à renforcer ses liaisons avec la Norvège et la France.

38Au niveau infra‑étatique, régions et villes se découvrent des capacités et des compétences pour agir dans le domaine de l’énergie. Cet ouvrage l’illustre en mettant en évidence la diversité des approches. Au Japon, analysé par Magali Dreyfus, comme en Europe, les deux leviers ont été la libéralisation du secteur de l’énergie et les progrès technologiques en matière d’énergies renouvelables. L’aspiration des collectivités locales à s’émanciper et la sensibilité des sociétés civiles à la thématique du changement climatique ont fait le reste. Dans la plupart des pays d’Europe ont émergé des réseaux de (petites) villes similaires au mouvement Tepos en France (territoires à énergie positive). Güssing en Autriche, Växjö en Suède, Schönäu im Schwarzwald en Allemagne, Prato allo Stelvio en Italie, Le Mené en Bretagne… autant de communes à la visibilité incertaine sur la carte de l’Europe qui ont acquis une renommée inédite en fournissant la preuve qu’une approche collaborative et innovante peut aboutir à des solutions durables et adossées à des modèles économiques viables. Le paradoxe est que, à l’heure où l’attention se focalise sur les métropoles et sur les agglomérations présentées avec raison comme les vecteurs de l’innovation et de la croissance, l’innovation est venue des communes rurales. Il reste à savoir si leur démarche pourra être transposée dans des centres urbains de plus grande taille. Dans ce cas, la géographie économique pourrait s’en trouver changée, des agglomérations parvenant à structurer leur propre approvisionnement énergétique dans une relation nouvelle avec leur voisinage. Ce scénario paraît improbable à court terme mais les grandes villes s’emparent de la question énergétique, comme le montre plus bas Fanny Lopez dans le cas de Londres ou encore Rachel Guyet dans le cas d’Aberdeen, ville des énergies fossiles qui aspire à devenir celle de la transition.

39Enfin, à l’échelle de la ville, de nouvelles dynamiques apparaissent au niveau de certains quartiers où des bâtiments nouvellement construits « échangent » du chauffage, de l’électricité selon des configurations spatiales nouvelles. Le paysage urbain se transforme par endroits, comme l’explique Fanny Lopez en citant deux exemples au Royaume‑Uni où la centrale de cogénération est « pensée comme un équipement public vecteur d’urbanité ». Architecte, Xavier Lagurgue souligne les implications pour le bâti des préoccupations nouvelles en matière de sobriété énergétique.

40Les racines de la quête d’autonomie énergétique remontent souvent loin dans le passé, comme le démontre Anaïs Guerry dans son chapitre. L’irruption des énergies renouvelables réactualise des aspirations qui se sont forgées dans un contexte historique très différent de celui que nous connaissons. Elle leur donne ainsi une force nouvelle. Sans que l’autonomie soit nécessairement recherchée, les avancées de la transition énergétique réactualisent des logiques décentralisées qui n’ont rien d’inédit dans les pays européens. En France, les premiers réseaux remontent aux années 1830 pour le gaz, 1880 pour l’électricité et aux années 1920 pour le chauffage et furent initiés par des gouvernements locaux (Poupeau, 2010). C’est la nationalisation de deux mille quatre cents entreprises énergétiques en 1946 qui aboutit à la création d’EDF‑GDF. De cette époque, les collectivités locales ont conservé la propriété des réseaux de basse et moyenne tension tout en se voyant contraintes par la loi d’en céder la concession au nouveau monopole public (devenu depuis Enedis).

41La loi de 1946 ne s’appliqua néanmoins pas aux collectivités locales qui géraient par elles‑mêmes leur politique énergétique. Trois cent cinquante entreprises publiques furent ainsi préservées et cent soixante‑cinq d’entre elles étaient toujours actives en 2013 (Meunier, 2013), fournissant environ 5 % de l’électricité distribuée (auprès de deux mille cinq cents municipalités). Le modèle économique de ces ELD (entreprises locales de distribution) intéresse plus que jamais dans la mesure où elles n’ont à aucun moment perdu leur capacité à produire leur énergie. Cette facilité ne revêtait que peu d’intérêt à l’heure où dominaient les énergies fossiles et l’énergie nucléaire. Dès lors que les avancées technologiques facilitent la diffusion des énergies renouvelables et que les règlementations minent les monopoles établis, les ELD bénéficient d’un regain d’intérêt.

42Elles ne sont pas l’apanage des seuls territoires ruraux même si certaines communes de petite taille ont gagné une notoriété médiatique inespérée grâce à leurs initiatives avant‑gardistes. Elles constituent aussi des leviers d’action de certaines grandes villes, à l’instar d’Électricité de Strasbourg ou de Gaz de Bordeaux. Loin de se limiter à leur territoire, ces ELD n’hésitent pas à s’en émanciper pour opérer dans le trading et concurrencer avec succès les acteurs historiques dans l’approvisionnement des collectivités locales. Cette possibilité, ouverte par le droit européen de la concurrence, a été exploitée une première fois par Gaz de Bordeaux (Niedercorn, 2016). Fournisseur historique de gaz de la métropole bordelaise et du Médoc, l’entreprise enregistrait dès 2016 les deux tiers de son activité hors de son territoire d’origine.

43Même dynamique en Italie où la création d’Enel remédia à la fragmentation du marché sans toutefois provoquer la disparition totale des municipalizzate (régies municipales). Ces dernières ont mis à profit la libéralisation du secteur de l’énergie pour retrouver une visibilité, acquérir de nouveaux actifs au point d’être appelées par les autorités nationales à s’impliquer davantage dans la consolidation du marché national. Le changement de paradigme ne touche pas que les pays ayant procédé à des nationalisations. En RFA, le marché dominé pendant plusieurs décennies par quatre groupes s’est émietté à la faveur de la montée en puissance des énergies renouvelables dont les principaux artisans sont les collectivités locales et les citoyens, notamment à travers les coopératives énergétiques détaillées plus loin par Anaïs Guerry.

44Plus généralement, l’aspiration à la déconnexion des réseaux n’est en rien une nouveauté. Aussi ancienne que la mise en place des premiers réseaux, elle n’a été que réactualisée par la montée en puissance des énergies renouvelables. Comme le souligne Fanny Lopez (2014), les revendications d’une décentralisation et d’une autoproduction apparaissent dès le xixe siècle au moment même où les premiers réseaux se constituent. Aux États‑Unis, la culture des premiers pionniers se perpétue dans une quête d’indépendance qui trouvera ultérieurement des relais dans la contre‑culture. En Europe, l’idée d’autonomie est portée par les penseurs anarchistes, comme Proudhon. Les aspirations à concevoir des habitations autosuffisantes influencent également les projets urbains et architecturaux, comme en témoignent les réflexions d’Adolphus Etzler (1840), la maison autonome de Thomas Edison (1912) ou encore les habitations‑jardins autosuffisantes de Leberecht Migge (1918). La crise du pétrole de 1973 contribua également à animer ce courant chez les urbanistes et les architectes (en témoigne la cité auto‑énergétique de Georges Alexandroff en 1976). Si les avancées technologiques les plus récentes en matière d’énergies renouvelables et de stockage n’ont pas permis aux utopies de devenir réalité, elles ont au moins fourni aux acteurs locaux, aux citoyens, aux architectes le moyen de s’inscrire dans un courant de pensée ancien.

L’autonomie : réalité, projet ou illusion ?

45Que nous dit cette montée en puissance du local ? Quelle est la finalité de ces efforts toujours plus nombreux en faveur de solutions énergétiques décentralisées ? Une quête d’autonomie en phase avec son temps pourrait‑on répondre. Dans ce xxie qui prône l’autonomie tantôt des personnes âgées, tantôt des institutions (les universités, par exemple), tantôt des territoires (le Pays basque, la Corse, etc.), les initiatives locales analysées dans cet ouvrage ne sauraient surprendre. Les interprétations du mot « autonomie » sont à ce point multiples qu’il convient toutefois d’en rappeler l’étymologie. Le mot provient du grec auto (soi-même) et nomos (loi, règle). Dans la Grèce antique, l’autonomia était entendue comme la possibilité pour certaines cités (à l’inverse des colonies) d’édicter leurs propres lois. Dans sa comparaison entre les types antique et médiéval de la ville, Max Weber (2014) souligne combien la ville occidentale médiévale s’est avérée déterminante dans l’avènement du capitalisme, et insiste sur son autonomie politique et juridique et sur son « autocéphalie » (les autorités de la ville émanaient de la ville elle‑même).

46Même si Aristote et les stoïciens ont interrogé l’idée d’autonomie individuelle, cette dernière a émergé en premier lieu sous la plume de penseurs religieux (Thomas d’Aquin, Luther, Calvin) avant que les humanistes de la Renaissance puis les philosophes des Lumières ne s’en saisissent. Dans la conception développée par Emmanuel Kant, l’individu est autonome s’il se comporte en fonction de la façon qu’il juge universellement la meilleure. Dans le cas contraire, s’il soumet son choix à une contrainte extérieure, son comportement relève de l’hétéronomie (Le Coadic, 2006).

47Si les deux versants de l’autonomie, celle de l’individu et celle des territoires, diffèrent sensiblement l’un de l’autre, certaines similitudes s’imposent. Exalter l’autonomie de l’individu revient à susciter un individualisme débridé, rappelle Albert O. Hirschman (1955, cité par Le Coadic). S’agissant des territoires, l’autonomisation revendiquée repose le plus souvent sur des considérations historiques, culturelles qui peuvent tout aussi bien être lues comme des prétextes à un repli sur soi et au rejet du « vivre ensemble ». Pour autant, les limites de l’autonomie apparaissent rapidement dans un cas comme dans l’autre. Pour un individu, l’inconscient est une limite. Le milieu familial, social en est une autre et ces limites imposent de ne pas interpréter l’érosion du pouvoir des institutions (Église, État, partis politiques) comme une défaite de l’hétéronomie. Ne pouvant accéder aux acquis les plus profonds liés à leur sociabilisation, les individus n’aspirent à une autonomie qui ne peut être que relative. L’aspiration à celle-ci n’en est pas moins forte. Notre époque est celle de « l’injonction à l’autonomie », souligne Le Coadic (2006) qui avance comme explication la réflexivité sur laquelle, de « l’approche kantienne au sens commun en passant par les travaux de Durkheim, Elias ou Touraine », l’autonomie repose toujours. Or, cette réflexicité caractérise notre modernité, comme le soulignent Giddens (1991) et Beck (1994).

48Dans le cas des territoires, l’aspiration à l’autonomie ne peut en outre être détachée de la mondialisation qui, en effaçant (du moins selon les représentations dominantes) les lignes de partage suscite en réaction une aspiration à de nouveaux repères susceptibles de délimiter le dedans et le dehors. Ulrich Beck pointe ici la faillite des États-nations et invite à valoriser les identités régionales. L’aspiration à l’autonomie peut aussi se comprendre comme une réaction à la défaillance – ou du moins perçue comme telle – des États. Dans le domaine de l’énergie, les deux volets mis en avant par Le Coadic, à savoir le volet réactif (en réponse à des problèmes) et le volet projectif (l’aspiration à transformer la société), se retrouvent. Le volet réactif apparaît à travers les arguments d’élites locales rejetant un modèle de développement nuisible au climat, à l’environnement, tandis que le volet projectif se lit dans l’aspiration à forger un monde nouveau, déconnecté des énergies fossiles et nucléaires, certes réduit à un territoire de petite taille mais faisant sens pour les individus qui l’ont conçu. Le rêve d’un monde construit par soi et pour soi semble enfin à portée de main.

49Finalement, l’autonomie est-elle une réalité, un projet ou une illusion ? Pour les territoires qui s’en réclament à travers leur politique de l’énergie, le « rêve de la déconnexion » (Fanny Lopez) s’apparente à une valorisation intelligente des ressources disponibles localement et à une cohésion sociale renforcée par la réalisation d’un projet commun. L’illusion guette lorsqu’on mesure l’importance des normes posées par l’État (fut ce au titre de la transposition de directives européennes) pour la conduite de tout projet local sans même parler des savoir-faire et des technologies mis en œuvre et pour cela… importés. De même, l’aspiration à l’autonomie énergétique fait écho à l’individualisme forcené lorsqu’elle revendique la déconnexion du réseau national (Bafoil, 2016). Plus généralement, les questions de cohésion territoriale, de fiabilité des réseaux, de solidarités entre citoyens au sein d’un même État sont loin d’être épuisées par l’avènement de l’autonomie énergétique. Dans les pages qui suivent, Xavier Lagurgue pointe les contradictions, les lacunes d’un discours qui prône l’autonomie sans crainte de s’exposer à des reproches d’anachronisme. Dans un monde plus interconnecté que jamais, que valent des discours sur l’autonomie assimilables à un repli sur soi ? Comment plaider en faveur d’énergies alternatives quand partout l’étalement des villes « pose la question de la définition même de l’urbain » ?

50Il reste symptomatique que les ruptures technologiques intervenues dans les énergies renouvelables aient pu « réveiller » cette quête ancienne de l’autonomie, celle-ci devenant au même titre que la rationalité économique ou l’aspiration à préserver le climat un puissant levier pour la transformation des systèmes énergétiques. La production décentralisée d’énergie revêt néanmoins de nombreuses formes, l’autonomie comprise comme la capacité à satisfaire par les ressources locales l’entièreté des besoins d’un habitat ou d’un territoire n’étant pas l’acceptation la plus répandue. Aux initiatives prises par certains territoires de produire davantage d’énergie qu’ils n’en consomment font écho de nombreuses autres options choisies par des villes pour intervenir dans le champ de la production d’énergie. Le niveau d’ambition varie d’une ville à l’autre. La technologie en question varie également (le cas de Malmö analysé dans l’ouvrage renvoie à la valorisation des déchets, celui d’Aberdeen à l’hydrogène).

51Au fond, loin d’épuiser le sujet, cet ouvrage vise à en souligner toute la richesse. Il se propose pour cela de croiser études de cas (Londres, Malmö, Aberdeen), études nationales (Japon, RFA) et réflexions plus générales afin de donner un aperçu sous différents angles de l’histoire, des enjeux et des implications de cette décentralisation en cours de nos systèmes énergétiques.

Notes

1 Parties par million.

2 Organisation des pays exportateurs de pétrole.

3 Le paquet fixe trois grands objectifs : réduire les émissions de gaz à effet de serre de 20 % (par rapport aux niveaux de 1990), porter à 20 % la part des énergies renouvelables dans la consommation d’énergie de l’UE, améliorer l’efficacité énergétique de 20 %. (Commission européenne, 2009)

4 Communauté européenne du charbon et de l’acier.

5 Union for the Coordination of the Transmission of Electricity (Union pour la coordination du transport de l’électricité).

6 European Network of Transmission System Operators for Electricity (Réseau européen des gestionnaires de réseaux de transport d’électricité).

7 http://www.statnett.no/en/Projects/NORDLINK/ (consulté le 10 mai 2017).