L’ADEME vient de publier officiellement sa fameuse étude prospective, partiellement dévoilée par Médiapart au printemps, sur la viabilité d’un système électrique 100% renouvelable en France métropolitaine.
Sur le réseau électrique, la production d’électricité et la consommation doivent s’égaliser à chaque instant. Or les énergies renouvelables comme le photovoltaïque ou l’éolien produisent au gré de la météo… Alimenter le mix électrique français avec 100% d’EnR est-il possible ?
Les analyses s’appuient sur un modèle permettant de déterminer les parcs renouvelables optimaux région par région, et de vérifier heure par heure que l’équilibre entre la production et la demande peut être réalisé.
Que retenir de cette étude ?
- Que plusieurs mix électriques semblent techniquement possibles pour atteindre 80 ou 100% de renouvelables, en satisfaisant la demande chaque heure de l’année. Le potentiel de production, toutes filières renouvelables confondues, est 3 fois supérieur à la demande annuelle estimée en 2050.
- Qu’un tel mix 100% renouvelable nécessiterait des adaptations très importantes du système électrique, mais que son coût global serait vraisemblablement du même ordre de grandeur qu’un mix 40% renouvelable.
La production à l’échelle nationale
Dans le scénario le moins cher, l’Ademe prévoit un déploiement massif de l’éolien terrestre (technologie la plus mature) qui représente alors plus de 63% de l’électricité produite, suivi par le solaire (17%), l’hydraulique (12%), l’éolien en mer, la biomasse et la géothermie.
Le rapport souligne toutefois l’importance du déploiement d’un système électrique intelligent et flexible pour permettre le pilotage de la demande avec une flexibilité journalière et plusieurs systèmes de stockage (hydrauliques, sur batteries, à air comprimé)ainsi que le développement du « power to gas » (stockage de la surproduction grâce à sa transformation de l’électricité en gaz par la méthanation).
Un mix à toutes épreuves climatiques
L’Ademe a simulé plusieurs cas de figure avec des journées sans vent, des journées froides, des journées sans soleil et des journées avec beaucoup de vent. Dans tous les cas, grâce au foisonnement géographique, aux technologies de stockage à court et à long terme et au report de production sur d’autres filières, le mix imaginé est capable de subvenir à la demande d’électricité.
Zoom sur la Bretagne
La Bretagne est l’une des régions identifiées par l’Ademe comme ayant un fort potentiel de production renouvelable avec notamment l’éolien, le photovoltaïque, les filières marines…
La production en Bretagne serait en majorité issue de l’éolien en mer (plus de 50% de la production), puis du PV au sol (moins de 20%) et, dans une moindre mesure, à la méthanisation, au photovoltaïque sur toiture, à la cogénération bois et aux énergies marines (autres que l’éolien).
Un coût maîtrisé de l’électricité dans le mix 100% renouvelable
Dans les conditions idéales (meilleure maîtrise de la demande, acceptabilité sociale, progrès technologiques), le scénario à 100% d’énergie renouvelable ne représenterait qu’un surcoût de 2% par rapport à un mix à 40% de renouvelables (prévu d’ici à 2050 dans la Loi sur la transition énergétique) et ce sans intégrer les coûts du nucléaire lié au démantèlement des centrales et à la gestion des déchets.
Toutefois, quel que soit le mix retenu (40% ou 100% d’énergie renouvelable), l’électricité sera de l’ordre de 30% plus cher qu’actuellement.
Cette étude est incomplète (pas de prise en compte de l’existant, prise en compte insuffisante de la stabilité du réseau…), mais elle a le mérite d’ouvrir le champ des possibles et de mettre en réflexion et sur la place publique, une vision différente de notre système de production d’électricité.
Plus d’informations :
- l’étude de l’Ademe sous forme d’une page avec illustrations animées en 6 points clés
- Tribune de l’association négawatt soulignant l’intérêt de cette étude et les principaux enseignements à en tirer
Le dispositif des CEE (Certificats d’Economie d’Energie), est un outil de la politique nationale de maitrise de la demande énergétique. Il impose aux vendeurs d’énergie (électricité, gaz, carburants, fuel…) de faire réaliser des économies d’énergie aux consommateurs.
Pour ce faire, un objectif global d’économies est défini, pour une période de 3 ans, puis réparti entre les fournisseurs d’énergie. La 3ème période a débuté
le 1er janvier 2015 avec un objectif de 700 Twhcumac (rappel de l’objectif de la 2ème période : 345 TWhcumac).
Au vu des volumes de vente, les fournisseurs de carburants héritent de près de la moitié de l’obligation totale, suivis par les fournisseurs d’électricité.
Les principales évolutions à signaler pour cette troisième période sont les suivantes :
- Clarification du montage des dossiers et des pièces à fournir
- Disparition des énergies renouvelables dans le dispositif
- Passage d’un système de demande et de contrôle à priori, à un mode déclaratif avec contrôle à posteriori
- Le silence vaut acceptation (si le demandeur n’a pas de retour dans les 2 mois qui suivent sa demande alors le dossier est considéré comme accepté)
- Elargissement des échantillons de contrôle : le demandeur doit archiver ses dossiers pendant 6 ans afin de pouvoir répondre aux éventuels contrôles
- Obligation de recourir à des professionnels titulaires de la mention RGE (Reconnu Garant de l’Environnement) pour la réalisation des opérations d’économies d’énergie dans le bâtiment résidentiel (obligation effective au 1er juiIlet 2015)
- Exigence des performances demandées globalement plus ambitieuses en 3ème période
- Traitement chronologique des dossiers.
Le tableau ci-dessous synthétise les autres évolutions remarquables, d’une période du dispositif CEE à l’autre.
Enfin, il faut noter que les actions engagées jusqu’à fin 2014 pourront continuer à être déposées selon le cadre réglementaire de la 2ème période (arrêté du 29 décembre 2010) et les fiches d’opérations standardisées actuelles jusqu’à un an après leur achèvement (respect du délai d’un an).
Pour aller plus loin
- Les nouvelles fiches standardisées
- Le cours du CEE
Depuis l’ouverture à la concurrence de la fourniture d’électricité en 2007, deux types de tarifs coexistent :
- Les Tarifs Règlementés de Vente (TRV), proposés uniquement par le fournisseur historique EDF, et dont les prix sont fixés par les pouvoirs publics.
- Les tarifs de marché, proposés par l’ensemble des fournisseurs (historique et alternatifs), et dont les prix sont définis par contrat entre le consommateur et le fournisseur.
Comme pour les contrats gaz supérieurs à 200 MWh au 31 décembre 2014, les TRV électricité d’une puissance supérieure à 36 kVA (tarifs jaunes et verts) disparaitront au 31 décembre 2015 pour se mettre en conformité avec le droit européen.
Cette disparition concerne essentiellement les consommateurs professionnels ou les collectivités qui disposent des contrats de plus forte puissance. Pour l’heure, les TRV des tarifs bleus (< à 36 kVA) ne sont pas concernés par cette mesure.
Il est essentiel, pour que la sortie du marché règlementé se passe dans les meilleures conditions, d’anticiper au maximum cette disparition. Jusqu’à la date du changement, le fournisseur historique continuera de vous facturer l’énergie consommée. La continuité de fourniture est garantie par le gestionnaire de réseau de distribution (ERDF), qui est chargé d’acheminer l’énergie quel que soit votre fournisseur. Il n’y a aucun risque de coupure d’électricité lié au changement de fournisseur.
Plus facilement que pour le gaz, le changement de contrat de fourniture peut être l’occasion d’intégrer une exigence de couverture en énergies renouvelables (20%, 30%, 100%…), notamment pour traduire l’engagement de la collectivité pour le développement durable, ou pour tenir un objectif assigné dans un Plan Climat-Energie.
Pour les collectivités costarmoricaines qui souhaiteront simplifier les démarches de mise en concurrence, le Syndicat Départemental d’Energie proposera un groupement d’achat départemental, comme il l’a fait l’année dernière pour le gaz.
D’autres démarches de groupement sont également en cours notamment au niveau de l’UGAP, la centrale nationale d’achat public.
L’ADUHME, Agence Locale de l’Energie et du Climat du Puy-de-Dôme a rédigé un document sur l’achat d’électricité s’inscrivant dans le cadre de la transition énergétique. Ce document, élaboré en lien avec les élus et techniciens des acteurs publics du territoire, formule treize préconisations organisées autour de deux thématiques :
- D’une part la procédure d’achat d’électricité en tant que tel, en appuyant sur les préalables nécessaires à l’acte d’achat : connaissance des consommations et des acteurs, définition du périmètre, des objectifs d’intégration d’énergies renouvelables et de la durée optimale des contrats notamment
- D’autre part, les choix à faire en parallèle pour que les territoires et la transition énergétique bénéficient de cette nouvelle façon d’acheter son électricité : définir une politique énergie&climat notamment de maitrise de la demande en énergie, développer des projets de productions renouvelables avec les acteurs du territoire et les citoyens, ou encore favoriser l’émergence des réseaux intelligents.
Dans tous les cas, les conseillers CEP sont disponibles pour vous accompagner vers cette évolution qui peut être un levier pour enclencher ou renforcer une démarche vertueuse en matière d’économie ou de production d’énergie.
Pour aller plus loin :
