La gazette du carbonePour un arsenal juridique décarbonant |
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Chaque semaine, nos propositions tirées de l’expertise du Shift Project pour intégrer les enjeux climatiques au débat parlementaire.
2023 | Semaine 47Chères lectrices, chers lecteurs, La Gazette du Carbone se concentre cette semaine sur le prix de deux formes d’énergies :
Bonne lecture ! |
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Notre sélection de la semaine |
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Une nouvelle réglementation du prix de l’électricité pour remplacer l’ARENHPortée par Bruno Le Maire, Ministre de l'Économie Ce 14 novembre au matin, les ministres de l’économie, de l’énergie et de l’industrie ainsi que le PDG d’EDF sont parvenus à un accord sur le mécanisme visant à remplacer l’ARENH (accès régulé à l’électricité nucléaire historique) à compter du 1er janvier 2026. L’ARENH qu’est-ce que c’est ?La libéralisation du marché de l’électricité en Europe, impulsée par les directives européennes, a mis fin au monopole d’État d’Électricité de France (EDF), qui gérait jusqu’alors la production, le transport et la fourniture d’électricité. Des « fournisseurs alternatifs » devaient apparaître avec pour objectif de développer de nouveaux moyens de production et de proposer des prix de vente d’électricité concurrentiels. Pourtant, ils ont été confrontés à l’incapacité de concurrencer les prix de vente d’électricité d’EDF bénéficiant d’une production d’électricité nucléaire à faible coût, issue d’investissements massifs financés par le contribuable entre les années 70 et 90. Sous la contrainte de Bruxelles, la loi NOME de 20101 a introduit en conséquence l’ARENH, un mécanisme de régulation visant à renforcer la concurrence sur le marché. Concrètement, l’ARENH oblige EDF à vendre environ 30% de sa production nucléaire aux fournisseurs alternatifs, à un prix fixé par voie réglementaire, actuellement 42€ le mégawattheure, équivalent à son prix de revient à la production. Pourquoi est-il critiqué ?La crise énergétique récente liée à la guerre en Ukraine et caractérisée par une augmentation inhabituelle des prix de l’énergie, a mis en évidence les failles de l’ARENH. La vente d’électricité nucléaire à bas prix, résultant des investissements de l’État, à des fournisseurs alternatifs sans obligation de production effective d’électricité, s’est avérée problématique. Ces fournisseurs peuvent revendre cette énergie sur le marché à un prix parfois dix fois supérieur à leur coût d’achat, une situation de plus en plus difficile à justifier. En effet, même au nom d’une politique de concurrence, ces intermédiaires semblaient bénéficier d’une rente sans apporter de réelle valeur ajoutée pour le consommateur. La fin de l’ARENH a en conséquence été programmée pour la fin de l’année 2025. Le nouveau mécanisme de régulationIl est devenu nécessaire, par conséquent, de mettre en place un nouveau mécanisme de régulation pour succéder à l’ARENH. Après de longues discussions assez houleuses entre EDF et sa tutelle étatique, un accord a été trouvé sur un prix d’équilibre moyen pour l’électricité nucléaire fixé à 70 €/MWh, applicable à l’ensemble des clientèles. Ce prix, bien qu’il soit fictif, est celui que le gouvernement considère comme juste pour qu’EDF puisse vendre son électricité nucléaire sur les marchés sans bénéficier d’une rente excessive ni se retrouver en position désavantageuse. Ainsi, l’entreprise nationale devrait être en mesure de couvrir ses coûts, incluant ceux encore mal définis du démantèlement de certaines centrales comme Fessenheim, tout en dégageant un bénéfice raisonnable, acceptable tant pour les consommateurs que pour le maintien d’une concurrence saine. Pour rappel, EDF est très endettée, près de 64,5 milliards d’euros2 suite à ses différents investissements alors que de nouveaux programmes massifs et vitaux pour l’avenir énergétique français sont à prévoir (programme du nouveau nucléaire, réacteurs SMR, travaux sur l’existant…). Le nouveau mécanisme de régulation pourrait permettre de faire face à cette situation tout en restant en accord avec la mise en concurrence du secteur. Selon ce mécanisme, si le prix de vente de l’électricité nucléaire dépasse le prix d’équilibre moyen fixé, le gouvernement estime qu’EDF se retrouve en position de bénéficier d’une rente. Cette situation aurait des répercussions négatives à la fois sur la concurrence et pour le consommateur. C’est pourquoi, dans le cas où les prix s’avéreraient plus élevés que ce seuil, la nouvelle régulation entraînerait la captation par l’État de l’excédent, qui serait alors redistribué aux consommateurs. Un premier seuil est établi à 80 €/MWh, où 50% de la rente serait captée, et un second seuil à 110 €/MWh, pour une captation de 90% de la rente. À ce jour, les détails de cet accord, notamment les modalités de sa mise en œuvre selon les différents types de clientèle et son impact sur le prix final pour le consommateur, restent à préciser. Cependant, il semble logique de s’attendre à une augmentation progressive des prix pour le consommateur. Ce qu’en pensent Les ShiftersCette nouvelle régulation a deux conséquences : d’une part, l’électricité nucléaire ne sera plus vendue à 42€/MWh mais à 70€/MWh, une bonne nouvelle pour EDF et le rétablissement de sa situation financière et sa capacité d’endettement ! D’autre part, le surplus obtenu en cas de prix de marché supérieur à ce prix d’équilibre sera redistribué aux consommateurs finaux et non plus aux fournisseurs alternatifs qui devraient être les grands perdants de cette réforme. Étant donné l’importance de l’électrification de nos usages pour atteindre les objectifs de décarbonation, la stabilité économique du système de production et de distribution est une problématique essentielle. Dans son Plan de transformation de l’économie française (PTEF), le Shift Project compte sur l’électricité décarbonée des EnR et du nucléaire pour permettre la fin de la consommation d’énergie fossiles. Le mix énergétique retenu s’appuie ainsi sur le scénario RTE 2050 N03 qui prévoit le lancement d’un programme rapide de construction de nouveaux réacteurs de type EPR2, trajectoire que la France semble adopter depuis le discours de Belfort du Président de la République3. Concernant ce dernier point, rappelons que les réacteurs nucléaires français ont été lancés massivement dans les années 80 et devront être renouvelés. Dans la décennie 2040, 80% des réacteurs atteindront 60 ans. Malgré les efforts prévus en termes d’efficacité énergétique et de sobriété, le PTEF prévoit une augmentation des besoins en électricité pour réaliser la transition bas carbone : 610 TWh contre 570 TWh actuellement4. Pour cela, le Shift Project attire l’attention sur la nécessité de mettre en place un « fort développement de renouvelables variables » ainsi qu’un « déploiement maximal de ce que peut fournir la filière nucléaire française, selon ses propres estimations ». Pour conclure, cette mesure est encourageante pour EDF et envoie un bon signal à la filière nucléaire française. L’État prend acte de la situation périlleuse dans laquelle se trouve EDF. Cette mesure est essentielle pour débloquer les moyens financiers très importants nécessaires au lancement le plus rapidement possible des grands travaux dont a grandement besoin la filière nucléaire. En conclusion, la fin de l’ARENH marque un tournant significatif pour EDF et la filière nucléaire française. Cette décision reconnaît les défis auxquels EDF fait face et met en lumière la nécessité de mobiliser des ressources financières importantes pour le lancement de grands travaux dans la filière nucléaire. De plus, un signal prix est envoyé aux consommateurs concernant leur facture d’électricité et la nécessité de poursuivre les efforts de sobriété y compris en matière de consommation électrique. L’enjeu porte ainsi sur la manière dont la France peut harmoniser ses objectifs de neutralité carbone avec les nécessités de sa sécurité énergétique et de la santé économique de ses acteurs clés, comme EDF. 1 Loi nouvelle organisation marché de l’électricité. 2010 2 Public Sénat : Pourquoi EDF continue à s’endetter ? 3 Déclaration de M. Emmanuel Macron, président de la République, sur la politique de l’énergie, à Belfort le 10 février 2022. 4 Note d’évaluation énergie-climat, The Shift Project |
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Exonération de la TICPE pour le biopropane ?Proposition portée par Vincent Descoeur (LR) Dans le cadre du projet de loi de finances (PLF) 2024, le député Vincent Descoeur et plusieurs de ses collègues ont porté un amendement, adopté par la commission du développement durable et de l’aménagement du territoire, visant à exonérer le biopropane de la taxe intérieure de consommation sur les produits énergétiques (TICPE). D’après eux, cet amendement soutient la transition énergétique et la décarbonation des entreprises rurales1. Les défis de la transition énergétique des zones ruralesLa décarbonation des territoires ruraux est particulièrement complexe. En effet, la dispersion des habitats exclut un certain nombre de solutions de décarbonation recourant à des réseaux (hydrogène, biométhane, réseaux de chaleur, etc.). L’électrification des usages en zone rurale peut également être rendue difficile car de nombreux sites industriels ne bénéficient pas de ligne à haute tension qui permettrait l’électrification des process énergivores. C’est pourquoi les gaz liquides tels le propane et le butane sont bien adaptés aux zones rurales car facilement transportables et conditionnables. Ils sont liquides à faible pression et gazeux à pression atmosphérique. Contrairement au gaz naturel et à l’hydrogène, ils n’ont pas besoin d’une structure lourde de type “pipeline” mais seulement de dépôt et de logistique routière, en particulier sous la forme liquéfiée (bio GPL). Les avantages du biopropaneLa molécule de biopropane est identique à celle du propane, elle n’en diffère que par son mode de production, ne posant ainsi aucun problème d’adaptation. D’après l’ADEME, l’analyse du cycle de vie du biopropane (fabrication et transport inclus), montre qu’il émet 74 g de CO2 par kWh contre 272 g pour le propane fossile (-73% d’émissions de CO2)2. Le biopropane peut donc être une solution transitoire bas carbone pour les industries hors réseaux gaziers qui ne disposent pas du réseau électrique nécessaire. En effet, le réseau électrique devant faire face à des défis majeurs avec la décentralisation de la production et l’intégration des énergies renouvelables3, la connexion des sites isolés ne sera pas nécessairement prioritaire. De plus, certains process ne sont pas électrifiables et nécessiteront un usage de combustible alternatif tel le biopropane. TICPE et BiopropaneLa TICPE (taxe intérieure de consommation sur les produits énergétiques) est un impôt indirect qui porte sur les différents produits pétroliers utilisés comme carburant ou combustible de chauffage (fioul, essence, propane, etc.), proportionnellement à leur volume ou à leur poids, au moment de leur mise en circulation. Cette taxe est acquittée par les professionnels gérant la production, l’importation et/ou le stockage, qui la répercutent sur le prix des carburants4. Depuis 2014, la TICPE contient une part liée aux émissions de CO25. Aujourd’hui le propane et le biopropane sont taxés de façon identique, ce qui pose question étant donné que ce dernier a une composante carbone moindre, qu’il est plus cher et qu’il n’est pas subventionné (contrairement au biométhane injecté). Production, intrant et coût du BiopropaneÀ l’instar du propane, le biopropane est un coproduit. Il est issu des bioraffineries produisant biodiesel et biokérosène, à hauteur de 5% de la production environ. Les intrants utilisés sont donc les mêmes avec principalement des huiles végétales, des huiles alimentaires et des graisses6. La disponibilité du biopropane, comme des autres biogaz, bioliquides et biocarburants, découle de la disponibilité de ces intrants dont les besoins peuvent entrer en concurrence avec ceux de l’alimentation (huiles végétales et surface agricoles dédiées). Les biocombustibles sont donc disponibles en quantités limitées et coûtent plus cher à produire (et donc à acheter) que leurs équivalents fossiles. Feuille de route et limite au développement du BiopropaneFrance Gaz Liquide, l’association professionnelle des propaniers, a récemment annoncé viser 10% de biopropane distribué en France en 2033, avec l’ambition de positionner la filière en « acteur majeur de la décarbonation de la ruralité »7. Ce développement se heurte cependant à la disponibilité limitée du produit. La stratégie de France Gaz Liquide s’appuie en grande partie sur les avancées dans la décarbonation du secteur aérien, notamment le biokérosène, dont le biopropane est un coproduit, pour assurer l’approvisionnement nécessaire à l’atteinte de cet objectif8. Si France Gaz Liquide vise une production capable d’intégrer 10% de biopropane dans les systèmes de chauffage et de production d’eau chaude sanitaire, le prix de vente élevé du biopropane par rapport au propane constitue, du côté de la demande, un frein majeur à la transition des consommateurs vers ces gaz liquides. Il est également important de souligner que la feuille de route de la décarbonation du secteur de l’aviation suppose qu’une part importante des intrants disponibles soit réservée à son usage, ce qui est loin d’être assuré. Enfin, la production de biopropane en France et en Europe n’utilise pas nécessairement que des intrants locaux, ce qui fait peser un risque sur l’approvisionnement nécessaire à la production des volumes projetés. L’avis des shiftersLe Plan de transformation de l’économie française (PTEF) du Shift Project a pour objectif de donner une vision claire des actions à entreprendre pour décarboner les secteurs de l’économie en prenant une approche systémique : certains secteurs sont amenés à faire plus d’efforts pour compenser le manque de marge de manœuvre dans d’autres. L’idée est également d’éviter les effets de concurrences sur les ressources et l’énergie que l’on pourrait avoir en l’absence d’une vision d’ensemble. Le PTEF prévoit ainsi, pour réaliser nos objectifs de décarbonation, une division par plus de six de nos consommations d’énergie liquide et gazeuse d’ici 2050. Il n’est donc pas souhaitable d’espérer remplacer l’intégralité des volumes fossiles consommés aujourd’hui par leurs équivalents bas carbone. C’est pourquoi, les orientations prioritaires pour la transition reposent sur la sobriété et l’efficacité énergétique. D’après le PTEF toujours, les carburants alternatifs, qui seront produits en quantité limitée, seront essentiellement utilisés dans l’aviation, l’industrie et le fret9,10. En effet, les agro-carburants ne peuvent pas être une solution principale aux difficultés qu’entraînent la fin de l’utilisation des énergies fossiles étant donné leur demande en terres cultivables. Le PTEF l’identifie plutôt comme une aide secondaire dans les cas où il est impossible de faire autrement, la priorité de l’usage des terres revenant à l’agriculture qui aura besoin de plus d’espace pour assurer une production locale et décarbonée11. C’est pourquoi il est nécessaire de « se fixer une limite collective claire à l’exploitation de la biomasse à des fins énergétiques, comme par un exemple un taux maximal d’espace dédié à cette production énergétique : par exemple, ne pas dédier, dans chaque région, plus de 5% de la surface arable et forestière à la production énergétique. »12 Le biopropane disponible étant limité (de l’ordre d’un pourcent du propane français), il importe d’utiliser au mieux les volumes disponibles pour décarboner l’industrie en zone hors réseaux gazier pour les processus non électrifiables ou en solution transitoire pour les process à forte intensité carbone dans les zones où le réseau électrique est actuellement insuffisant pour l’électrification des processus. En conclusion, le biopropane présente bien des qualités propres pour décarboner certains usages ruraux et industriels spécifiques. Reste à trouver les bons mécanismes pour que son utilisation — qui restera marginale — soit compatible avec les nécessités des autres secteurs. Enfin, comme l’expriment les travaux du Shift Project sur l’agriculture et l’alimentation, « la question des agro-carburants est indissociable d’enjeux de société et d’arbitrage sur l’allocation des terres. Il s’agit là d’arbitrages politiques. Ils ont d’ailleurs déjà été évoqués et tranchés : avec un pétrole à 140 $ le baril, cette production est intéressante financièrement. Lorsqu’il descend à 60 $, elle ne l’est plus. Un prix du carbone suffisamment élevé améliorerait la compétitivité des agro-carburants. »13 1 Projet de loi de finances pour 2024 (no 1680) Amendement n°I-CD126 – Assemblée nationale 3 Les réseaux de distribution d’électricité dans la transition énergétique, France Stratégie 4 Ce qu’il faut savoir sur la taxe intérieure de consommation sur les produits énergétiques, economie.gouv.fr 5 Fiscalité des énergies, Ministères Écologie Énergie Territoires 7 Communiqué de presse, France Gaz Liquide 8 Proposition de feuille de route décarbonation transport aérie, ecologie.gouv.fr 9 L’évaluation énergie-climat du PTEF, The Shift Project 10 Voyager bas carbone, The Shift Project 11 Fiche sectorielle « Agriculture et alimentation », The Shift Project 12 L’évaluation énergie-climat du PTEF, The Shift Project 13 Bioéconomies : transformer la biomasse en énergie, The Shift Project |
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