Avis du Comité économique et social européen sur «La coopération européenne en matière de réseaux énergétiques» (avis d’initiative)

14.8.2015

FR

Journal officiel de l'Union européenne

C 268/14

Rapporteur:

M. COULON

1.1.

Le CESE considère comme vitale pour les citoyens et les entreprises une coopération européenne renforcée en matière de réseaux énergétiques.

1.2.

Les acteurs de la société civile et des territoires ont un rôle majeur à jouer dans la transition énergétique, seule garante d’efficacité, de maîtrise des prix et de lutte contre le changement climatique.

1.3.

Le CESE propose l’instauration d’espaces d’échanges entre les territoires et les représentations de la société civile à l’initiative conjointe du Comité économique et social européen et du Comité des régions et incluant les conseils économiques et sociaux ou institutions similaires de chaque État membre.

1.3.1.

Le CESE se félicite de la proposition formulée par la Commission dans sa communication sur l’Union de l’énergie, consistant à instaurer un forum des infrastructures énergétiques. Il conviendra que ce forum fasse une large place à la société civile, afin de:

1.4.

Le CESE propose la création d’un «livret d’épargne énergie européen». Ce livret, que n’importe quel Européen pourrait ouvrir, bénéficiant d’une rémunération légèrement supérieure à l’inflation annuelle dans l’Union, drainerait des sommes exclusivement dédiées à des projets énergétiques européens, et permettrait de compléter les financements publics ou privés (entreprises).

2.1.

Dans les toutes prochaines années, le développement des réseaux énergétiques sera un enjeu «vital» pour l’Europe. Leur extension et leur renforcement sont une condition sine qua non de la réussite de la transition énergétique, absolument nécessaire pour lutter contre le changement climatique, de la compétitivité et de l’attractivité économique de l’Europe, et enfin de la sécurité d’approvisionnement des consommateurs.

2.2.

Cette dynamique implique de mobiliser des centaines de milliards d’euros dont les prémices se trouvent dans le programme de relance de la Commission pour une croissance économique génératrice d’activité et d’emploi. Ces investissements iront de pair avec la généralisation des réseaux intelligents (de transport comme de distribution), qui s’affirment comme un marché de grande envergure. Des financements complémentaires innovants devront être mis en œuvre, y compris par un appel à un financement citoyen valorisé.

2.3.

Une vraie politique européenne en matière d’infrastructures énergétiques exige de développer des filières clés en matière d’innovation, qui renforceront la compétitivité européenne dans la concurrence mondiale.

2.4.

Cette priorité donnée aux réseaux énergétiques participera au premier plan de cette plus grande coopération/intégration européenne en matière d’énergie, qui apparaît aujourd’hui comme une ardente nécessité, largement abordée dans les travaux antérieurs du CESE, notamment ceux relatifs à la construction d’une Communauté européenne de l’énergie. Telle est précisément l’ambition de l’Union de l’énergie proposée par la nouvelle Commission, et pilotée par le vice-président Maroš Šefčovič.

2.5.

Rejoignant les priorités du CESE, l’Union de l’énergie vise opportunément à promouvoir le dialogue et la coopération, seuls générateurs de réduction des coûts, d’accroissement de l’efficacité et de réponse aux besoins des citoyens et des entreprises.

3.1.

En 2014, la situation en Ukraine a ravivé les craintes de l’Europe concernant ses approvisionnements en gaz naturel. Alors que les gisements de la mer du Nord ou des Pays-Bas déclinent, la diversification des importations est aujourd’hui un enjeu majeur, tout comme la capacité du continent à faire face à d’éventuelles ruptures de ses approvisionnements. Cela signifiera dans les années à venir d’engager ou de mener à bien un certain nombre de projets de gazoducs transfrontaliers, de compresseurs pour renverser les flux en cas de besoin, ou encore de terminaux méthaniers. Dans le même temps, des infrastructures internes à l’Europe seront nécessaires pour favoriser l’intégration du marché intérieur et éviter les divergences de prix dues à des goulets d’étranglement.

3.2.

Par ailleurs, la transition énergétique bouscule à plusieurs titres les perspectives des industriels du gaz en envoyant différents signaux qui peuvent parfois s’avérer contradictoires. De fait, les infrastructures gazières renvoient à des investissements s’amortissant sur plusieurs dizaines d’années. Dans ce contexte, la volonté de diminuer les consommations d’énergie ou de transférer les usages depuis les sources carbonées vers les énergies renouvelables n’incite que faiblement à de tels investissements. D’autant que l’émergence du gaz de schiste aux États-Unis, et par là même des importations de charbon américain, n’a pas été anticipée et a entraîné un surinvestissement dans les capacités de production électrique en cycle combiné, qui devaient être le pendant des centrales de production intermittentes. La transition énergétique porte néanmoins avec elle le développement du biogaz, qui impliquera une certaine adaptation des réseaux pour prendre en compte la collecte et le caractère dispersé de ces sources de production.

3.3.

Pour le gaz naturel, l’enjeu d’une trajectoire claire et lisible de la stratégie énergétique européenne apparaît ainsi comme un enjeu essentiel au vu des investissements considérables à réaliser et qui sont évalués, pour l’horizon 2020, à 70 milliards d’euros par la Commission européenne et à 90 milliards d’euros par ENTSO-G.

4.1.

Les réseaux de transport et de distribution de l’électricité sont la colonne vertébrale du système électrique européen, et un atout central pour la transition énergétique. Il leur faut s’adapter aux nouveaux moyens de production, renouvelables, plus diffus dans l’espace et intermittents, et aux nouveaux besoins de consommation afin d’assurer l’équilibre entre l’offre et la demande d’électricité. Les premières lignes de haute et de très haute tension se sont d’abord développées autour de moyens de production centralisés, thermique, puis hydraulique, puis nucléaire dans de nombreux pays. Les besoins de consommation des zones urbaines et industrielles, dont la croissance fut très rapide à partir des années 1950, ont ensuite guidé le tracé de nouvelles lignes. Aujourd’hui, l’Europe est traversée par de grands flux d’électricité d’origine renouvelable, qui franchissent les frontières nationales et rendent encore plus nécessaire l’indispensable solidarité entre les territoires.

4.2.

Les objectifs de l’Union européenne pour 2020 et 2050, en prenant en compte le climat et l’environnement, la sécurité des approvisionnements énergétiques et la compétitivité, conduisent à une explosion des investissements dans les moyens de production d’électricité décentralisés d’origine renouvelable. En France comme en Allemagne, mais aussi en Espagne et en Italie, ce sont de l’ordre de 95 % de ces installations de production qui sont désormais raccordées au réseau de distribution d’électricité (basse et moyenne tension). Or, cette énergie décentralisée est essentiellement produite de façon intermittente, quand il y a du vent ou du soleil. Dès lors, les rôles et missions des distributeurs d’électricité sont amenés à évoluer radicalement. Hier, le réseau de distribution ne faisait face qu’à peu de «goulets d’étranglement électrique» et il distribuait au consommateur final, dans une logique top down, d’amont en aval, l’électricité qui était produite de façon centralisée et qui avait transité sur le réseau de transport (haute et très haute tension). Demain, la gestion du réseau va changer. Le raccordement d’une part croissante de sources d’énergies renouvelables décentralisées, la recharge de véhicules électriques et le rôle accru des clients pouvant participer activement au marché d’effacement vont changer les responsabilités et les activités des distributeurs d’électricité, ainsi que les relations entre les réseaux de distribution et les réseaux de transport. Les réseaux de distribution seront ainsi à l’avenir des réseaux de plus en plus interconnectés et complexes, comprenant des sources multiples de production et reliant des consommations de plus en plus variées et variables dans le temps; les flux d’électricité pourront même s’inverser et transiter des réseaux de distribution vers les réseaux de transport, en cas de production bien supérieure localement à la consommation. En règle générale, on peut prévoir que les difficultés rencontrées par les réseaux de transport de l’électricité aujourd’hui, en particulier la gestion des congestions, sera bientôt une réalité dans les opérations quotidiennes des gestionnaires des réseaux de distribution d’électricité.

4.3.

Cette transition énergétique, engagée dans tous les pays européens, conduit à une localisation différente des sources de production: les nouveaux sites, plus dispersés que les moyens de production «conventionnels», ne coïncident pas avec la cartographie antérieure. Les productions éolienne ou photovoltaïque sont généralement situées dans des zones éloignées des principaux centres de consommation. En Allemagne, par exemple, le transport de l’énergie éolienne produite en mer du Nord ou en mer Baltique vers les centres de consommation du sud est un enjeu majeur, et en l’absence actuelle de capacités de transport suffisantes, la production renouvelable doit parfois être bridée, entraînant un gaspillage physique et économique. Le réseau doit donc s’adapter rapidement pour être en mesure d’accueillir les nouvelles sources de production. Les politiques énergétiques des États membres devraient également prendre en compte, par exemple en ce qui concerne le rythme et l’ampleur de la mise en œuvre des énergies renouvelables, des incidences sur les systèmes énergétiques des autres États membres.

4.4.

Au-delà de leur raccordement, le développement massif de ces nouvelles sources de production variables (en opposition aux sources de production pilotables, jusqu’ici prédominantes) conduit les acteurs à s’interroger sur la gestion du système électrique et à imaginer de nouveaux outils de pilotage.

4.5.

Le stockage d’électricité, lorsqu’il sera opérationnel, sera une très bonne réponse à l’intermittence des énergies renouvelables et à la variabilité (journalière ou saisonnière) de la consommation. Néanmoins, les technologies sont aujourd’hui limitées et pour l’essentiel circonscrites au pompage hydraulique, technologie certes éprouvée (utilisée depuis près de 80 ans) mais limitée par la rareté des sites et par leur impact environnemental. De plus, il s’agit d’installations de grande taille, nécessitant l’acheminement de l’électricité dans les deux sens: pompage et restitution. L’idéal serait un stockage diffus.

4.5.1.

D’autres pistes existent, par exemple le stockage sous forme d’hydrogène, mais aucune ne pourra donner lieu à un développement industriel à grande échelle avant au moins une décennie.

4.6.

En l’absence actuelle de capacité de stockage déconcentré suffisante, efficace, rentable, et respectueuse de l’environnement, et même en intégrant les différentes possibilités liées à l’autoconsommation, la solution la plus adaptée à l’accueil et à la valorisation des nouvelles énergies renouvelables reste aujourd’hui une bonne gestion des flux. C’est précisément ce que permet un réseau suffisamment connecté et résilient, à l’échelle régionale, nationale et européenne. En assurant la mutualisation des capacités de production à différentes échelles via les interconnexions, le maillage des réseaux énergétiques permet des économies importantes tout en garantissant l’approvisionnement en électricité de toute l’Union européenne.

4.7.

Cette économie de moyens n’est pas simplement liée à la taille du réseau. Elle est aussi permise par le jeu des différences: sociales, culturelles, géographiques, météorologiques, ou bien sûr différences dans les modes de production. Reprenons notre exemple d’interconnexion des réseaux européens: d’une part, les pointes de consommation du soir sont décalées du fait des différences de modes de vie entre pays voisins (on ne dîne pas à la même heure en Belgique, en Allemagne, en France ou en Espagne; de même entre la Roumanie, la Bulgarie, la Grèce ou la Pologne). En outre, les systèmes électriques des pays européens sont plus ou moins sensibles à certains aléas: les périodes tendues en France sont fortement tributaires des températures basses — la pointe de consommation aura lieu un soir d’hiver particulièrement froid, autour de 19 heures — alors que l’Allemagne est de son côté très sensible à la production éolienne, l’Espagne quant à elle verra ses pics de consommation en milieu de journée l’été, vers 13 heures, en lien avec l’utilisation de la climatisation.

4.8.

La mise en commun des capacités de production au travers des interconnexions permet à chaque pays de partager le risque lié à ces aléas et ainsi de diminuer le besoin de capacités de production.

4.9.

Les réseaux de transport d’électricité permettent de faire foisonner les gisements d’énergies renouvelables à grande échelle et de mieux gérer les contraintes induites par leur caractère intermittent; le réseau permet de moins recourir à des besoins de capacités de compensation, dites de back up, très souvent des centrales thermiques à combustible fossile (charbon, gaz, fioul) fortement émettrices de gaz à effet de serre (GES). Les réseaux (transport et distribution) assurent l’acheminement des surproductions locales ponctuelles, par exemple une production photovoltaïque importante à la pause méridienne dans un quartier résidentiel, vers les zones de consommation. Ils permettront également de couvrir les besoins de cette même population la nuit et les jours peu ou pas ensoleillés.

4.10.

Un réseau européen bien géré, appuyé sur des infrastructures adaptées à la nouvelle géographie de la production, apparaît donc comme un instrument essentiel pour la transition énergétique. Mais cela n’est qu’une partie de l’histoire.

4.11.

Dans les pays industrialisés, les modes de production parfaitement pilotables déployés jusqu’au début des années 1990, comme l’hydraulique ou le nucléaire, ont amené à considérer la production comme devant s’adapter à la consommation (offre et demande) et non l’inverse. L’opérateur de réseau devait assurer l’ajustement de la production et de la fourniture aux variations de consommation, afin de garantir un équilibre permanent entre production et consommation d’électricité.

4.12.

Mais la donne a changé, et de manière irréversible. Le développement des nouveaux usages de l’électricité (généralisation de la climatisation, multiplication des équipements électroniques, téléphonie mobile et applications diverses, etc.) et les transferts d’usage en cours notamment dans le secteur des transports (véhicules électriques) impliquent de maîtriser la consommation actuelle de manière à ne pas saturer le parc de production et les réseaux électriques, afin d’éviter des investissements surdimensionnés.

4.13.

Il faut prendre en compte des pics de consommation, associés à une plus grande variabilité climatique: dans les pays où l’électricité est un moyen de chauffage, les pics de consommation sont de plus en plus importants en des périodes difficiles: ainsi, en France, on a atteint plus de 102 GW fin février 2012, soit 30 % de plus qu’il y a 10 ans. Les canicules plus fréquentes, associées à des équipements croissants en climatisation, suscitent déjà des pics de consommation. Cela peut poser problème en termes de production. En Europe de l’Ouest, par exemple, les pics de consommation électrique correspondent aux périodes de froid hivernal ainsi qu’aux chaleurs estivales, c’est-à-dire à un régime anticyclonique marqué notamment par l’absence de vent. Cela n’a guère de conséquence quand l’électricité d’origine éolienne ne représente que quelques pourcents de la production totale, mais la montée en puissance actuelle de cette source d’énergie change la donne.

4.14.

L’effacement est une forme particulière de pilotage de la demande, utile, qui permet d’écrêter les pics de consommation et plus généralement de lisser la «courbe de charge». Il consiste à réduire à un moment donné la consommation physique d’un site donné ou d’un groupe d’acteurs. L’effacement sera diffus dans le secteur résidentiel, ou prendra des formes différentes s’il concerne les sites industriels. L’effet «report de consommation» est à prendre en compte.

4.15.

La modulation de la consommation est un outil, au même titre que le développement des réseaux intelligents (avec des investissements moindres), de moyens de production ou encore de stockage. Les gestionnaires de réseau doivent ici jouer un rôle actif et contribuer à la définition de nouvelles techniques d’effacement de la consommation. Ce ne sont pas seulement des technologies, mais aussi de véritables mécanismes de marché qui permettront progressivement de transformer les consommateurs, en «consom’acteurs». Ils sont aujourd’hui en plein essor et les gestionnaires de réseau (transport et distribution) sont des acteurs de premier plan. En France, par exemple, des appels d’offre ont d’ores et déjà permis une forte augmentation des volumes d’effacements depuis leur apparition en 2010: on est passé de 100 MW lors de la première expérimentation à + 700 MW fin 2013. Il y a là aussi largement matière à concertation entre les opérateurs, les collectivités territoriales, les salariés du secteur ainsi que les organisations de consommateurs.

4.16.

Les nouveaux mécanismes de marché à mettre en place dans les années à venir, comme par exemple le mécanisme de capacité, devraient permettre de soutenir cette tendance à moyen et long terme et contribuer ainsi à valoriser davantage la flexibilité de la demande d’électricité.

5.1.

Mutualisation et optimisation des moyens de production d’une part, foisonnement et flexibilité de la consommation d’autre part, tous ces aspects renvoient à une mission essentielle du réseau de transport et du réseau de distribution d’électricité: la solidarité territoriale. En effet, le réseau de transport permet de réconcilier des bilans régionaux voire nationaux hétérogènes, des potentiels de production disparates et des profils de consommation différents et irréguliers. En plus de la flexibilité qu’il apporte entre la production et la consommation, le réseau de transport d’électricité est aussi un outil d’optimisation environnementale du système électrique.

5.2.

En effet, la gestion des flux d’électricité tient compte des contraintes techniques et de l’ordre de «hiérarchie» économique et sociale des différentes sources de production d’électricité. Les énergies dites «fatales» (celles dont la production serait perdue si on ne l’utilisait pas immédiatement: l’éolien, le solaire photovoltaïque) sont utilisées en priorité, puis vient l’hydraulique au fil de l’eau, puis l’électricité nucléaire dont le coût marginal est faible. Viennent ensuite les moyens de production dits fossiles, charbon, gaz et fioul, en fonction du coût du combustible. L’hydroélectricité de retenue joue quant à elle plus un rôle de «régulateur» des autres. Comme d’autres installations de production classiques flexibles (par exemple les centrales électriques au gaz).

5.3.

Ce fonctionnement garantit théoriquement une utilisation optimale et économique des sources de production. Mais les nombreux paramètres à prendre en compte mettent le système sous tension, et la montée en puissance des énergies renouvelables peut contribuer à le déséquilibrer.

5.4.

Au-delà de l’insertion technique des énergies renouvelables dans le système électrique, leur développement dans le cadre de mécanismes de soutien, particulièrement financiers, pose la question de leur articulation avec les mécanismes classiques de marché.

5.5.

Cela tient notamment au contexte: les moyens de production thermiques, en particulier les cycles combinés au gaz, peinent à trouver leur rentabilité du fait de la stagnation de la consommation, qu’on peut voir de façon positive du point de vue social, mais aussi de la baisse du prix du charbon et du CO2 en Europe. Dans ce contexte, l’injection de production d’énergies renouvelables peut être source de déséquilibres pour les marchés organisés. On a ainsi vu à plusieurs reprises des prix négatifs sur les marchés de gros, situation paradoxale qui risque de se manifester dans certains pays européens plusieurs centaines d’heures par an. La mise à l’arrêt ces dernières années, faute de valorisation économique, de plus de 70 000 MW de cycles combinés au gaz, avec toutes les conséquences techniques, sociales et économiques liées, traduit l’absence de coordination entre le développement du nouveau modèle énergétique européen et les règles du jeu induites du marché intérieur de l’énergie.

5.6.

Le déclassement de nombreuses centrales thermiques, notamment à gaz, partout en Europe pourrait devenir problématique. Outre les problèmes sociaux, les marges de sécurité aujourd’hui disponibles, qui ont permis par exemple de passer la vague de froid continentale en 2012, décroîtront sur toute la période 2014-2018, avec une baisse marquée en 2015 et 2016. Les différents scénarii étudiés par plusieurs sociétés montrent que si un événement du type de la vague de froid de février 2012 venait à se reproduire dans les mêmes conditions climatiques (vent, ensoleillement, température), le critère de sécurité d’alimentation fixé par certains États membres, s’élevant à trois heures en moyenne d’interruption de fourniture d’électricité, pourrait ne plus être satisfait en 2016!

5.7.

Le marché de l’électricité peine aujourd’hui à envoyer des signaux de long terme efficaces, indispensables pour inciter aux investissements nécessaires et mener à bien les ambitions énergétiques et climatiques européennes. Dans l’Union européenne, et pour une large part dans les pays limitrophes, il faut d’urgence inventer un nouveau modèle afin de garantir la sécurité d’approvisionnement en électricité, un modèle qui permette à la fois de favoriser l’émergence de nouvelles opportunités technologiques et industrielles autour des réseaux intelligents et de repenser l’économie des systèmes énergétiques dans son ensemble, afin de le rendre cohérent avec les différents objectifs visés pour 2030, et au-delà.