transition énergétique nov_2013

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Transition énergétique : quels investissements pour quelle compétitivité ?Comprendre les stratégies en Allemagne, en Espagne et au Royaume-Uni

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TransiTion énergéTique : quels invesTissemenTs pour quelle compéTiTiviTé ?

A propos de Kurt SalmonKurt Salmon est un cabinet de conseil en transformation des entreprises.

La vocation des 1 400 consultants de Kurt Salmon est d’apporter aux dirigeants des entreprises le conseil et les idées originales qui ont un impact direct et concret sur la réussite de leurs projets et, en particulier, sur leurs projets de transformation.

Kurt Salmon accompagne les dirigeants dans l’exploration de nouvelles voies pour les entreprises. Nos équipes de conseil interviennent à leurs côtés pour mieux comprendre les attentes du marché, pour les aider à discerner les facteurs d’évolution de leur secteur d’activité et à trouver la différenciation compétitive qui leur permettra d’exprimer leur leadership.

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A propos de HEC ParisSpécialisé dans le domaine de l’enseignement et de la recherche en management, HEC Paris offre une gamme complète et unique de formations aux décideurs de demain : le programme de la Grande Ecole, les Mastères Spécialisés, les MSc, le MBA, l’Executive MBA, TRIUM Global Executive MBA, le Doctorat et une large gamme de programmes pour cadres et dirigeants.

Créé en 1881 par la Chambre de commerce et d’industrie de Paris, HEC Paris, membre fondateur de ParisTech, rassemble 110 professeurs permanents, plus de 4 000 étudiants et 8 500 cadres et dirigeants en formation chaque année.

A travers son Centre de Géopolitique, partenaire de Kurt Salmon pour cette étude, HEC Paris entend contribuer à l’analyse d’une géopolitique de plus en plus complexe et d’une géo-économie en plein bouleversement. Créé en 2013, le Centre HEC de Géopolitique est un lieu de formation, de dialogue et de réflexion visant à sensibiliser et former les dirigeants des secteurs privé et public aux nouveaux défis allant du risque pays à l’analyse prospective.

www.hec.fr



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C’est avec plaisir que j’ai accepté, à l’invitation de l’équipe du secteur Energy & Environment de Kurt Salmon, de vous présenter la première édition de notre étude annuelle sur les implications économiques des transitions énergétiques en Europe. L’objectif de cette première étude est de faire le point sur les stratégies économiques sous jacentes aux programmes de transition énergétique de trois pays, qui représentaient à eux seuls près de 40 % de la consommation pétrolière de l’Union européenne en 2012 : l’Allemagne, l’Espagne et le Royaume-Uni.

En partenariat avec HEC Paris à l’occasion de cette première étude, et en structurant nos analyses à partir de l’expérience de notre centre

d’expertise des politiques sectorielles de l’énergie et du fonctionnement des marchés, nous développons plusieurs clés de compréhension des implications des programmes de transition énergétique en termes de niveaux d’investissements requis, d’approche du financement et de gestion des risques économiques embarqués aux horizons 2030 et 2050.

Le constat est implacable : ce sont des centaines de milliards d’euros que nos pays vont devoir financer au cours des deux prochaines décennies pour atteindre leurs objectifs en matière de réduction des gaz à effet de serre. En fonction des caractéristiques des systèmes énergétiques de chaque pays, les trajectoires de transformation privilégieront différemment le recours aux énergies renouvelables et à l’efficacité énergétique. L’équilibre d’ensemble reste fonction des développements de l’Europe gazière, au Royaume-Uni, en Grèce et même en Israël par exemple.

Au final, deux stratégies économiques se distinguent : investissements pour l’amélioration de la productivité du secteur électrique au service de la compétitivité prix au Royaume-Uni ou bien recherche d’un nouveau modèle de croissance économique en Allemagne, appuyée par une approche structurelle de la compétitivité énergétique et du pays. L’aboutissement de ces ambitions demeure dépendant, vu d’aujourd’hui, des leaderships en œuvre tant à l’échelle des Etats-membres qu’à l’échelle de la nécessaire coordination européenne des objectifs Energie - Climat. Les implications sur l’emploi des européens de cette révolution annoncée que constitue notamment la diminution par deux de la consommation en énergie primaire à l’horizon 2050, mériteront d’être évaluées et pilotées dès cette décennie.

J’espère que vous apprécierez la lecture de ce premier rapport, et que les informations et les analyses qu’il contient seront utiles pour vous.

Bien cordialement

Chiheb Mahjoub Président et CEO Kurt Salmon

Editorial

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Le lancement à partir de mars 2013, par la Commission européenne, du processus d’élaboration d’un « Cadre 2030 pour les politiques climatiques et énergétiques » fait émerger, dans le débat entre les Etats membres de l’Union européenne, des options différentes, notamment en matière de pilotage de la politique européenne de l’énergie et de l’éventuel maintien d’un objectif contraignant de production d’énergie d’origine renouvelable.

Dans ce contexte, la présente étude vise à mieux comprendre les stratégies de transition énergétique de trois pays européens : l’Allemagne, l’Espagne et le Royaume-Uni.

1. Les trois pays présentent trois stratégies de transition énergétique distinctes avec des résultats contrastés :

• L’Energiewende constitue bel et bien un tournant historique pour l’Allemagne et présente d’ores et déjà des transformations substantielles de son offre en énergie, à travers la montée en puissance des énergies renouvelables ;

• La doctrine de soutenabilité énergétique espagnole est en échec économique et aucune relance du projet de transition énergétique ne semble envisageable sans une véritable réforme structurelle du secteur électrique ;

• La stratégie de décarbonisation de l’économie du Royaume-Uni est une réflexion au long cours, qui se traduit, à court terme, par la relance du programme nucléaire.

2. Les implications économiques des programmes de transition énergétiques engagés sont également distinctes :

• Les besoins en investissements de l’Allemagne et du Royaume-Uni s’élèvent à 530 milliards d’euros d’ici à 2030, dont 400 milliards d’euros pour le seul projet allemand ;

• L’Espagne fait désormais face à une dette cumulée de 26 milliards d’euros de son secteur électrique.

3. Deux approches du financement de la transition énergétique ressortent de l’étude :

• Le Royaume-Uni fait porter l’essentiel du risque aux investisseurs privés pour le financement de ses infrastructures et limite sa prise de risque public pour les politiques de décarbonisation à 11 milliards d’euros à l’horizon 2022 ;

• En Allemagne, tous les leviers de financement semblent mobilisables face à l’ampleur des besoins, à commencer par la hausse du prix de gros de l’électricité à l’horizon 2020 (+ 44 % par rapport à 2013) et de la tonne CO2 (+ 467 %) et le projet politique de couplage de l’Energiewende aux marchés financiers.

4. Ce sont bien deux stratégies économiques différenciées qui sont en œuvre en Allemagne et au Royaume-Uni :

• Les investissements programmés dans le secteur électrique au Royaume-Uni sont essentiellement des investissements de productivité destinés à consolider la compétitivité prix du pays ;

• L’Allemagne s’est lancée dans une recherche globale de compétitivité structurelle qui correspond en réalité à la recherche d’un nouveau modèle de croissance.

5. Il n’existe toutefois pas d’étude de référence au sujet de l’impact de la transition énergétique sur l’emploi : la mesure précise des mouvements, en termes de transferts/créations/destructions d’emplois entre les secteurs conventionnels et les secteurs non conventionnels devrait à l’évidence constituer un des critères de décision de la puissance publique.

Synthèse générale de l’étude



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• Le tournant énergétique (Energiewende), désigné comme « une tâche herculéenne » par la Chancelière Angela Merkel, correspond à un objectif de réduction de 50 % de la consommation en énergie primaire et à l’accroissement de la part des énergies renouvelables jusqu’à 60 % dans la consommation finale à l’horizon 2050 ;

• D’ici à 2030, 400 milliards d’euros sont nécessaires pour financer l’Energiewende, ce qui correspond à un tiers de l’effort engagé pour la réunification de l’Allemagne de l’Ouest et de l’Allemagne de l’Est (1 300 milliards d’euros), et en fait un véritable projet de société ;

• En formulant l’hypothèse d’une contribution constante du consommateur particulier d’électricité, restent + 300 milliards d’euros à trouver à l’horizon 2030, ce qui appelle à la mise en œuvre d’une stratégie de financement globale, mobilisant tous les leviers à disposition de la société allemande ;

• L’augmentation du prix de gros de l’électricité (+ 44 %) et de la tonne CO2 (+ 467 %) à l’horizon

2020 par rapport à 2013 est d’ores et déjà assumée dans les hypothèses économiques de référence ;

• Le projet politique en négociation repose sur le couplage de l’Energiewende aux marchés financiers, dont la recapitalisation du secteur bancaire allemand, un programme d’attractivité des investisseurs privés, y compris internationaux. Les besoins de financement sont tels qu’ils forcent en outre à interroger la tenabilité du frein à l’endettement public introduit dans la Constitution allemande à partir de 2016. Une relance fiscale est-elle envisageable ? Si oui à quelle échéance ?

• C’est l’ensemble de ces éléments qu’il conviendra d’apprécier dans le cadre de l’accord en discussion entre CDU et SPD pour former le futur gouvernement allemand attendu fin 2013.

Synthèse par pays

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Allemagne

Espagne • La trajectoire de transition énergétique amorcée au milieu des années 2000, et formalisée à travers la doctrine de la Sostenibilidad Energética en 2007, est à l’arrêt ;

• Fondé sur la réduction de la dépendance aux importations en énergies fossiles et le développement d’un leadership mondial dans les énergies renouvelables, le projet de transition énergétique espagnol échoue sur les dysfonctionnements du secteur électrique qui ont conduit à un déficit tarifaire record ;

• Le déficit tarifaire du système électrique espagnol résultant du fort niveau de soutien aux énergies renouvelables (augmentation de 497 % en 8 ans) et de son non financement initial par le consommateur particulier, aboutit à une dette cumulée entre 2005 et 2013 de + 26 milliards d’euros ;

• Le caractère tardif et limité de la réponse des pouvoirs publics à travers la Reforma del sistemo electrico de 2013 a finalement conduit à une explosion de la facture pour les ménages : + 63 % en 8 ans ;

• Selon toute vraisemblance, il ne devrait pas y avoir de relance de la transition énergétique en Espagne sans véritable réforme structurelle du secteur électrique et assainissement des finances publiques.

Royaume-Uni • Positionné en leader mondial sur le changement climatique avec des objectifs ambitieux de réduction des émissions de gaz à effet de serre (– 80 % à l’horizon 2050 par rapport à l’année 1990), le Royaume-Uni s’efforce de repenser la décarbonisation de l’économie à long terme, en s’appuyant sur des mécanismes de marché et la recherche d’un prix plancher du carbone ;

• Les principaux investissements programmés visent avant tout à combler le déficit d’inves-tissement dans le secteur électrique, estimé à + 130 milliards d’euros d’ici à 2020-2030, principalement à travers la sortie du charbon, le développement de cycles combinés à gaz et la relance du nucléaire dans la prochaine décennie, avec une option désormais ouverte pour un recours aux gaz de schiste ;

• Malgré l’existence d’une ingénierie en matière de politiques publiques parmi les plus sophisti-quées au monde, les différents dispositifs en soutien à la politique de maîtrise de la demande en énergie sont contraints de financement. Le Green Deal ne dispose pas à ce jour des inci-tations financières nécessaires à sa mise en œuvre, hormis sur le chapitre précarité énergé-tique. Nombre d’experts contestent même la soutenabilité des objectifs de réduction carbone définis dans les plans budgétaires 2018-2022 et 2023-2027.



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Sommaire

Propos préliminaires 7

Transition énergétique : un concept flou au regard de la diversité des formes d’énergie, des coûts et des prix 7

Implications pour la compétitivité : compétitivité prix ou compétitivité structurelle ? 7

Des objectifs énergie-climat européens mais des stratégies de transition énergétique nationales 8

Présentation de trois trajectoires de transition énergétique 10

Energiewende en Allemagne : une approche globale de la transition énergétique au service d’un projet de société 10

Espagne : une trajectoire mise en échec par mauvaise anticipation des prix des énergies fossiles et absence de réforme structurelle du secteur électrique 13

Royaume-Uni : une refonte de l’offre énergétique au profit de la décarbonisation du secteur électrique mais des doutes sur la robustesse du financement des dispositifs de maîtrise de la demande en énergie 14

Coûts, investissements et financement : des centaines de milliards d’euros à trouver et du risque à gérer 17

Allemagne : entre 200 et 400 milliards d’euros d’ici à 2030 17

Espagne : déjà 26 milliards d’euros de dette cumulée pour le secteur électrique entre 2005 et 2013 20

Royaume-Uni : 200 milliards d’euros d’ici à 2050 dont 130 milliards pour la restructuration du secteur électrique à l’horizon 2030 21

Conclusion : compétitivité prix ou compétitivité structurelle ? 23

Un manque de recul évident sur les implications des transitions énergétiques en matière d’emplois 23

Mais deux modèles qui commencent à se distinguer : le choix de la compétitivité prix pour le Royaume-Uni contre la recherche d’un nouveau modèle de croissance pour l’Allemagne 24

Annotations et références 26

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Propos préliminaires

Transition énergétique : un concept flou au regard de la diversité des formes d’énergie, des coûts et des prixEnvisager un travail de comparaison écono-mique des stratégies de transition énergé-tique en débat ou en voie de mise en œuvre au sein de divers pays implique de rappeler la diversité des formes d’énergies2 ainsi que la différence entre leurs coûts et leurs prix3.

Il n’y a pas une mais des énergies, qui ont des spécificités, des domaines d’emploi, des usages et des consommateurs différents, d’où une multiplicité de marchés, ainsi que les effets de substitution entre énergies, comme l’illustre le graphique suivant. De ce point de vue, le concept originel de transition énergétique tel qu’introduit au début des années 80 par un influent institut allemand de recherche sur l’environnement, visait

initialement le développement de solutions de remplacement des combustibles fossiles et des matières radioactives.

Trois décennies plus tard, la multiplication des initiatives de transition énergétique et les retours d’expérience invitent à préciser cette première définition conceptuelle. Les transitions énergétiques peuvent s’envisager comme une combinaison d’enjeux en faveur de la sécurité énergétique et de la diversi-fication des sources d’approvisionnement en énergie primaire, de la compétitivité des secteurs de la transformation des énergies secondaires et de la maîtrise de la demande en énergie finale.

Les formes d’énergie et leurs usages principaux

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Implications pour la compétitivité : compétitivité prix ou compétitivité structurelle ?Apprécier des stratégies de transition éner-gétique en termes d’investissements requis et d’implications sur la compétitivité et l’em-ploi des pays étudiés implique d’opérer une distinction fondamentale entre la compétiti-vité prix et la compétitivité structurelle.

Le débat peut alors porter sur la compétitivité prix, c’est-à-dire la capacité à produire des biens et des services à des prix inférieurs à ceux des concurrents. Pour une entreprise, il s’agit de sa capacité à maintenir ou accroître ses parts de marché. La compétitivité prix

dépend des niveaux relatifs des coûts de production, des marges des producteurs et des niveaux du taux de change pour les entre-prises qui exportent.

Il peut également porter sur la compétitivité hors prix ou structurelle, c’est-à-dire la capa-cité à imposer des produits indépendamment de leurs prix. Cette compétitivité est de l’ordre du long terme et demande du temps pour se construire. Elle dépend principale-ment de la qualité, des innovations et de la réputation.

Produits pétroliers Gaz Charbon EnR th ChaleurElectricité

Energie

primaire

Energie

finale

Energie

utile

Energies

secondaires

ou

dérivées

Uranium

Energie mécanique Elec. spécifique Lumière Electrolyse, etc.

Hydraulique, éolien, PV

Pétrole brut

Gaz naturel Charbon EnR th

Electricité primaire

Produits pétroliers• essence• gazole• FOD, FOL, etc.

Electricité secondaire

Gaz manufacturé

Equipements des utilisateurs (industrie, ménages, transport, etc.)



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L’Union européenne définit la compétitivité comme la capacité d’un pays à améliorer durablement le niveau de vie de ses habitants, et à leur procurer un haut niveau d’emploi et de cohésion sociale, dans un environnement de qualité. C’est de ce point de vue le prix

des énergies finales qui doit être apprécié, dans la mesure où ce prix constituant un coût d’approvisionnement pour le consommateur final, entreprise ou particulier, il est un élément de leur compétitivité pour les premiers ou de leur niveau de vie pour les seconds.

Des objectifs énergie-climat européens mais des stratégies de transition énergétique nationales Chaque pays de l’Union européenne s’est engagé à travers le paquet énergie climat à réduire de 20 % des émissions de gaz à effet de serre, accroître de 20 % son efficacité énergétique et développer de 20 % la part des énergies renouvelables dans la consom-mation d’énergie finale d’ici 2020.

Les conditions d’atteinte de ces objectifs restent toutefois à la main des états qui sont chargés d’élaborer leurs stratégies de transition énergétique en cohérence avec les caractéristiques particulières de leurs bilans énergétiques, dans le respect des critères de sécurité d’approvisionnement en énergie et de compétitivité. L’élaboration des stra-tégies de transition énergétique repose sur la simulation et la mise au débat de trajec-toires énergétiques de moyen et long termes,

déclinées selon un ensemble d’objectifs en matière d’évolution du bilan énergétique, de maîtrise de la demande en énergie et d’ac-croissement de la part des énergies renou-velables.

La comparaison des bilans énergétiques historiques de l’Allemagne, de l’Espagne et du Royaume-Uni illustre formidablement bien la diversité des situations énergétiques en Europe selon le niveau de dépendance/indé-pendance des pays vis-à-vis des importations en énergies primaires, le poids des diverses énergies fossiles dans la structure du bouquet énergétique, les effets de substitution gaz-pétrole-charbon, le poids des technologies décarbonées, l’évolution de la demande en énergie primaire et les progrès réalisés en matière d’efficacité énergétique.

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Charbon Géothermie,solaire, etc.

Biocarburantset déchets

Approvisionnement total en énergie primaire - en milliers de tonnes équivalent pétrole (ktep)

Bilan énergétique - en %

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Processus en lien avec les référentiels (plusieurs réponses étaient possibles)

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Allemagne, Espagne, Royaume-Uni : 3 bilans énergétiques contrastés

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L’observation de la diversité des situa-tions énergétiques permet avant tout de comprendre comment chaque pays a été amené à développer des cadres légaux et réglementaires distincts pour amorcer sa trajectoire de transition énergétique :

• En Allemagne, l’Energiewende, concept initialement progressif de transition éner-gétique fondé sur la recherche d’un appro-visionnement en énergie respectueux de l’environnement, renforçant la sécurité et la compétitivité du pays, formalisé en septembre 2010, a été revu et radicalisé au lendemain de la décision de l’Allemagne de sortir du nucléaire à l’horizon 2022.

• En Espagne, nul concept ou texte législatif fondateur ne permet d’éclairer simplement l’intention stratégique du pays en matière de transition énergétique. Il s’agit davantage d’une histoire longue, amorcée à compter du moratoire sur les nouvelles installations nucléaires (promulgué dès 1983, toujours en vigueur), et relancée à partir du milieu des années 90, face à la montée des prix des combustibles fossiles importés. C’est à compter de cette date que l’Espagne va tenter sa transition4 énergétique, en organi-sant le décollage des énergies renouvelables à travers un système de tarifs d’achats forte-ment soutenu par le financement public.

• Au Royaume-Uni, le Climate Change Act5 de 2008, complété par le UK Low Carbon Transition Plan6 de 2009, ont fondé la plus ambitieuse des politiques de décarboni-sation de l’économie, alors observée en Europe. Cet objectif s’est ultérieurement traduit par un ensemble de mesures visant à réformer le secteur électrique7, avec en ligne de mire la sortie du charbon. Ce processus législatif est en passe de se conclure à travers l’introduction depuis novembre 2012 du paquet légal énergie (« Energy Bill8 ») auprès des chambres parlementaires.

Ainsi, l’étude économique des trajectoires de transition énergétique de chaque pays implique de considérer de manière spécifique les points de passage envisagés à court et moyen termes par les pouvoirs publics des différents pays, ceux-ci reflétant la nature des leviers d’action envisagés, qu’il s’agisse des politiques sectorielles ou des politiques fiscales.

Elle implique également de comprendre la nature des signaux de prix des énergies qui fonde la gouvernance de la transition énergé-tique, c’est-à-dire le pilotage des trajectoires et des points de passage dans le temps. In fine, ce sont bien de ces signaux de prix de l’énergie dont dépend la décision des agents économiques, publics et privés, d’investir dans un équipement de production d’énergie ou dans des solutions d’efficacité énergétique et, plus généralement, les comportements de consommation ou de sobriété énergétiques.

Messages clés



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Présentation de trois trajectoires de transition énergétique

Energiewende en Allemagne : une approche globale de la transition énergétique au service d’un projet de société

Il s’agit alors de préparer l’application de la directive européenne 2001/80/CE sur les Grandes Installations de Combustion (GIC) qui, en instaurant des normes DeSOx-DeNOx plus sévères,9 conduit à fermer les plus anciennes centrales à charbon au plus tard en 2015.

C’est cette perspective qui a ouvert le renfor-cement de la coopération entre l’Allemagne et la Russie, incarnée par le projet de gazoduc Nord Stream, lancé en 1997 par Gazprom, avec notamment l’association de l’allemand Ruhrgas (actuellement E.ON) et plus tard de BASF. Le premier tronçon du gazoduc a depuis lors été achevé en mai 2011 et inau-guré le 6 septembre 2011 en présence de Vladimir Poutine. Le projet, estimé à environ 6 milliards d’euros, a notamment bénéficié d’un crédit d’1 milliard d’euros proposé par les banques Deutsche Bank et KfW à Gazprom, avec la garantie du gouvernement alle-mand de Gerhard Schröder. Peu après avoir cédé le pouvoir à Angela Merkel, Gerhard Schröder a été engagé par Gazprom pour diriger le conseil de surveillance du consor-tium germano-russe chargé de construire ce gazoduc, dont Gazprom détient 51 %.

Depuis la mise en place de la loi sur les énergies renouvelables (EEG) au début des années 2000, c’est le consommateur particulier qui finance la transition énergétique

L’EEG soutient les énergies renouvelables en garantissant des tarifs de rachat et des droits d’injection prioritaires sur les réseaux de distribution pendant 20 ans, avec des tarifs fixes pour les diverses technologies pour les dix prochaines années. En cas de modification du régime EEG, les droits sont protégés pour les projets installés sous l’an-cien régime. Ces deux facteurs réduisent les risques pour les investisseurs.

Jusqu’à ce jour, le développe-ment des énergies renouvelables a avant tout été financé par les consommateurs particuliers : jusqu’à 40 % de la capacité installée en énergies renouve-lables, équivalents à 77 milliards d’euros10 entre 2000 et 2013.

Le projet de transition énergétique allemand est complexe à appréhender tant il constitue certainement le plus global et le plus sociétal des projets observables en Europe à ce jour. Qualifié de « tâche herculéenne » par la Chancelière Merkel, de « plus grand projet de reconstruction depuis la seconde guerre mondiale » par Peter Altermaier, ministre de l’environnement, de la conservation naturelle et de la sûreté nucléaire, ce projet cible tous les leviers de l’offre en energie primaire, secon-daire et finale et tous les leviers de la demande en énergie finale. D’un point de vue écono-mique, l’objectif poursuivi est la recherche de compétitivité structurelle à long terme. Dans ce contexte, l’évaluation des implications économiques de l’Energiewende implique une analyse par horizons temporels distincts.

La transition énergétique allemande a démarré dès la fin des années 1990

La transition énergétique démarre en Allemagne bien avant l’Energiewende dès la fin des années 90, par anticipation de la fermeture de ses plus anciennes centrales à charbon et le renforcement de ses approvi-sionnements en gaz.

• En Allemagne, le tournant énergétique (Energiewende), désigné comme « une tâche herculéenne » par la Chancelière Angela Merkel, correspond à un objectif de réduction de 50 % de la consommation en énergie primaire et à l’accroissement de la part des énergies renouvelables jusqu’à 60 % dans la consommation finale à l’horizon 2050 ;

• La transition énergétique allemande s’articule en trois temps :– La décennie 1990-2000 dédiée à la préparation des conditions de transfert

des consommations en charbon vers des consommations en pétrole et en gaz, qui s’est notamment traduite par le renforcement de la coopération avec la Russie pour les approvisionnements en gaz ;

– La décennie 2000-2010 dédiée à la préparation de la substitution de l’atome par les technologies renouvelables à travers la loi EEG et un financement porté à 40 % par le consommateur final (+ 77 milliards d’euros entre 2000 et 2013) ;

– La décennie 2010-2020 dédiée à l’élaboration et au déploiement de l’Energiewende, vers une approche globale de la transition énergétique, caractérisée par une prévision d’augmentation assumée du prix de gros de l’électricité (+ 44 %) et de la tonne CO

2 (+ 467 %) à l’horizon 2020

par rapport à 2013.

• La soutenabilité économique d’Energiewende repose désormais sur le dépassement du seul financement par le consommateur particulier comme ce fut principalement le cas à travers le dispositif EEG. Elle implique la mobilisation de mutliples leviers :– Programme d’efficacité énergétique, pour réduire la facture en volume

du consommateur ;– Couplage de l’Energiewende aux marchés financiers.

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Certes, les investissements dans l’adaptation des réseaux électriques nécessitent des capi-taux privés, mais les coûts peuvent être réper-cutés sur les tarifs d’acheminement. Bien que certains auteurs soutiennent que le mode de financement actuel des réseaux électriques constitue un obstacle dans la mesure où les investisseurs redoutent des rendements insuf-fisants, le législateur n’envisage toujours pas de régularisation ex post des rémunérations de capitaux en fonction de l’efficacité physique des investissements commis. Il continue même de privilégier l’indemnisation des opérateurs de parcs éoliens pour les pertes financières engendrées par les raccordements retardés.

La proportion d’énergie produite à partir de sources d’énergie renouvelable a augmenté régulièrement au cours des dernières années et représente aujourd’hui plus de 20 % de la consommation totale d’énergie. La loi EEG connaît des évolutions régulières afin d’adapter progressivement le modèle économique. L’amendement de la loi EEG de 2011, entré en vigueur au 1er janvier 2012 (Erneuerbare-Energien-Gesetz - EEG 2012), propose par exemple aux producteurs de commercialiser directement l’électricité issue de sources renouvelables en fonction de l’offre et la demande à la bourse (principe de la commer-cialisation directe, Direktvermarktung).

Energiewende offre désormais une approche globale de la transformation énergétique du pays pour les deux prochaines décennies

Les projections des prix des énergies servant d’hypothèses au calage de la trajectoire de l’Energiewende montrent qu’une augmenta-tion significative du prix de gros de l’électri-cité et de la tonne CO

2 est intégrée à l’horizon

2020.

40 %

14 %7 %

7 %

11 %

9 %

11 %

1 %

Structure du financement des énergies renouvelables en Allemagne jusqu’en - en %

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Développeurs de projets1

4 principaux fournisseurs2

Autres fournisseurs

Individus privés

Industrie

Agriculture

Autre

Fonds/Banques

72 % 70 %

58 % 56 %51 %

35 %

15 %

Processus en lien avec les référentiels (plusieurs réponses étaient possibles)

Structure du financement des énergies renouvelables en Allemagne jusqu’en 2013

Source : Deutsches Institut für Wirtschaftsforschung e. V - DIW Economic Bulletin, Financing the Energy Transition, septembre 2012

1- Les 4 principaux fournisseurs d’énergie sont : E.on, Vattenfall, RWE et EnBW.

2- Les développeurs de projets sont des entreprises chargées de planifier et réaliser des projets.

Les quatre principaux fournisseurs d’énergie n’ont financé que 6,5 % de la capacité renou-velable installée.

La rénovation des bâtiments est également en grande partie financée par des investis-sements privés particuliers, soutenus par des prêts à faible intérêt du programme de rénovation du bâtiment de la KfW. Le gouvernement allemand a décidé d’aug-menter les fonds alloués à la rénovation thermique de 900 à 1 500 millions d’euros par an. L’augmentation du financement pour le programme de rénovation du bâtiment de la KfW devait être initialement assurée par le Fonds pour l’énergie et le climat, et la vente de certificats d’émission de CO

2. Le prix des

certificats de CO2 ayant chuté en raison de

la crise économique, les revenus générés sont insuffisants et de nouvelles formes de financement sont envisagées en attendant une relance du schéma de négociation des émissions de carbone.

Prix ducharbon,€/MWh

1299

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Prix dugaz,

€/MWh

Prix dupétrole,

€/GJ

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€/t CO2

Prix del’électricité

sur le marchéde gros, €/MWh

Intensité enCO2 du mixenergétique,gCO2/kWh

Nombrede pompesà chaleur,millions

Part de laprod. totale

créée à partirdes renouvelable

+ 33 % 2827

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+ %100%

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+77%2020220132

Les prix de référence des énergies dans le cadre de l’Energiewende en Allemagne en 2013 et en 2020

Source : Opportunities for Germany’s energy transition, What can Germany learn from selected international case studies? a study conducted by McKinsey together with Siemens, May 2013.

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A court terme, la contrepartie à l’effort porté par le consommateur final réside d’une part dans le financement de la politique de maîtrise de la demande en energie à destina-tion des consommateurs particuliers, d’autre part dans un système d’exemption fiscal à destination des consommateurs industriels.

A moyen terme, les besoins de financements associés à l’Energiewende impliquent une stratégie de financement globale, mobilisant tous les leviers à disposition de la société allemande. Le projet politique repose sur le couplage de l’Energiewende aux marchés financiers, pour une stratégie de finance-ment globale, actuellement en débat, dont la restructuration du secteur bancaire allemand à travers le conditionnement des apports de recapitalisation par l’Etat fédéral, un programme d’attractivité des investisseurs privés, y compris internationaux, la mise en place de garanties d’Etat sur marché obliga-taire. Des représentants du SPD ont égale-ment avancé l’option du recours à la taxation des transactions financières.

C’est à la lumière de cette perspective qu’il convient également d’interpréter les tensions fortes qui sont apparues ces derniers mois entre l’industrie allemande et le gouverne-ment. S’y jouent en partie les conditions du renouvellement du pacte de confiance Etat-Industries-Territoires qui a fait la force de l’Allemagne énergétique au cours de la décennie écoulée. Faute de disposer d’élé-ments tangibles jusqu’à la publication du futur accord CDU-SPD pour former le prochain gouvernement attendu à la fin 2013, on peut

alors se prendre à envisager que l’Ener-giewende donne lieu à une nouvelle politique de l’offre, à travers un soutien à la compétiti-vité de l’industrie allemande par de la dette publique serait conditionné à la réduction de la facture énergétique moyenne en volume après 2020.

A long terme, le pari est celui de la décarboni-sation de l’économie allemande, mais aussi de la réduction de la facture en énergie primaire et de l’accès à de nouveaux relais de crois-sance, à travers l’innovation par exemple, par les technologies de stockage de l’énergie et les combustibles alternatifs dans le secteur des transports et de l’automobile.

Dans cette perspective, le charbon, fonde-ment de la puissance industrielle allemande depuis plus d’un siècle, a d’ores et déjà amorcé son recul dans l’économie alle-mande. En 2011, l’Allemagne n’est plus que le 18e producteur de charbon du monde, avec 13 Mt (0,2 % seulement)11 alors qu’elle était encore 6e en 1970 avec 108,6 Mt. Seules trois mines restent en activité dans la Ruhr, avec une production annuelle d’environ 8 Mt ; la mine Auguste Victoria à Marl doit fermer fin 2015, les deux autres fin 2018.

Les subventions de l’Etat fédéral aux char-bonnages (RAG Deutsche Steinkohle AG) en déclin (2 milliards d’euros en 2008, après 29,9 Mds de 1997 à 2006 (3 Mds/an), plus 4,9 Mds d’euros du Land de Rhénanie-du-Nord-Westphalie), seront stoppées au plus tard d’ici 2018, suite à l’accord12 passé entre l’Etat fédéral et les Länder de Sarre et de Rhénanie-du-Nord-Westphalie en 2007.

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Lignite

Nucléaire

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Gaz naturel

Biomasse, déchets

Hydroélectricité, géothermie

Eolienne5 300

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3 300

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1 300

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650850850

Prix del’électricité

sur le marchéde gros, €/MWh

Projection du bilan des énergies primaires en Allemagne à l’horizon 2050

Source : Energieszenarien 2011, valeurs exprimées en PJ/a

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Espagne : une trajectoire mise en échec par mauvaise anticipation des prix des énergies fossiles et absence de réforme du secteur électrique

Sa stratégie économique était alors essen-tiellement caractérisée par la recherche d’un leadership de filières, notamment dans les énergies éoliennes, solaires et les biocar-burants avec un soutien public de première importance en Europe, dans un contexte de croissance économique et de dynamisme financier jusqu’à la crise de 2008.

Fin 2013, la trajectoire de transition énergé-tique espagnole est pourtant interrompue : au cours des cinq dernières années, le prix des énergies primaires est resté relativement stable, la compétitivité des filières renouve-lables n’est pas encore atteinte et l’état des finances publiques espagnoles ne permet plus de maintenir les prix de rachats garantis aux productions renouvelables. Pendant cette même période, les efforts de maîtrise de la demande en énergie sont restés limités et le prix de l’électricité a explosé.

La gestion du signal prix énergie par la puissance publique est incontestablement délicate, d’autant plus délicate que la part imposée de l’extérieur et non maîtrisée est importante (cours du baril de pétrole par exemple). C’est ce qu’illustre avant tout l’étude du projet de transition énergétique en Espagne, de ses premiers développements au milieu des années 2000 à la dernière réforme électrique en date de juillet 2013.

Structurellement exposée à la hausse des prix des énergies fossiles et engagée dans un ambi-tieux programme de réduction de ses émis-sions de gaz à effet de serre, l’Espagne fut l’un des premiers pays européens à se lancer dans le développement massif des énergies renou-velables à partir du milieu des années 2000.

Messages clés

• En Espagne, la trajectoire de transition énergétique amorcée au milieu des années 2000, et formalisée à travers la doctrine de la Sostenibilidad Energética en 2007, est à l’arrêt ;

• Essentiellement fondé sur la réduction de la dépendance aux importations en énergies fossiles et le développement d’un leadership mondial dans les énergies renouvelables, le projet de transition énergétique espagnol échoue sur une mauvaise anticipation des prix des énergies fossiles et les dysfonctionnements du secteur électrique ;

• Le prix de l’électricité pour le consommateur final y est désormais l’un des plus élevés d’Europe en 2013, avec une augmentation de la facture électrique de 63 % en 8 ans ;

• Aucune relance du projet de transition énergétique en Espagne ne semble envisageable sans réforme structurelle préalable du secteur électrique.

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2005– 1 % – 1 %

2010 2015 2020

Solde électrique

Pétrole brut

Gaz naturel

Nucléaire

Charbon

Renouvelables

Projection du bilan des énergies primaires en Espagne à l’horizon 2020

Source : objectifs de la stratégie de développement durable espagnole de 2007, revus et ajustés lors du programme national des réformes en 2011

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2003

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Factureconsom.

2003Coût de

l’électricité

201Factureconsom.

2011Coût de

l’électricité

Importations

Renouvelables

Dette

Distribution

Transport

Production

589

751

360 360

+ 63 %

+ 109 %

Evolution de la facture d’électricité en 2003 et en 2011

Source : ministerio de industria, energia y turismo, 12 de julio 2013, reforma del sistema electrico – una reforma necesaria

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Le coût élevé de l’électricité en Espagne résulte d’une combinaison de facteurs :

• Les nouvelles capacités de production électrique, principalement renouvelables, ont bénéficié dans les années 2000 d’un système de soutien par la mise en place de tarifs d’achats (feed-in tariffs) parmi les plus élevés au monde ;

• La rémunération de ces capacités consi-dérée a posteriori comme excessive a conduit à une situation de capacités de production électrique excédentaire. Cette situation d’une offre excédentaire ne s’est pas retranscrite par l’affaissement du prix de gros en raison des caractéristiques parti-culières du système électrique en Espagne (règles de « Pool » obligatoire, isolement électrique de la péninsule ibérique) et les tarifs d’achats n’ont été révisés à la baisse que tardivement, au début de la décennie suivante ;

• Le phénomène a été accentué par la baisse concomitante de la demande d’électricité en raison des effets de crise économique, ce

qui a eu pour conséquences la diminution des revenus du système électrique espa-gnol et l’augmentation du coût unitaire de l’électricité consommée, faisant alors appa-raître le déficit tarifaire et l’endettement du secteur électrique.

En 2013, au prix de l’électricité s’ajoutent désormais les amortissements et les inté-rêts issus du déficit tarifaire de l’électricité et de la dette avec à la clé une réduction du revenu disponible des ménages et la mise en évidence d’une perte de compétitivité de l’in-dustrie et de l’économie dans son ensemble.

Les objectifs 2020 développés dans le cadre de la stratégie de développement durable ne seront pas tenus alors même que le coût de la fourniture d’électricité en Espagne, pour les ménages et l’industrie, est un des plus élevés dans l’Union européenne. La situation espagnole relève d’un cas emblématique : l’engagement d’un projet de transition éner-gétique doit se fonder sur des signaux de prix de l’énergie robustes.

Royaume-Uni : une refonte de l’offre énergétique au profit de la décarbonisation du secteur électrique mais des doutes sur la robustesse du financement des dispositifs de maîtrise de la demande en énergie

Le Royaume-Uni envisage sa transition éner-gétique à travers des objectifs ambitieux de réduction des émissions de gaz à effet de serre :• 80 % de réduction des émissions en 2050

par rapport à l’année de référence 1990 ;• 34 % d’ici 2020, avec la promesse d’un

nouveau resserrement dans le cas d’un accord mondial sur le climat.

Toutefois, les émissions de GES du Royaume-Uni ont d’ores et déjà baissé de 23 % depuis 1990 du fait de l’externalisation

Messages clés

• Positionné en leader mondial sur le changement climatique avec des objectifs ambitieux de réduction des émissions de gaz à effet de serre (– 80 % à l’horizon 2050 par rapport à l’année 1990), le Royaume-Uni s’efforce de repenser la décarbonisation de l’économie à long terme, en s’appuyant sur des mécanismes de marché et la recherche d’un prix plancher du carbone ;

• Les principaux investissements programmés visent avant tout à combler le déficit d’investissement dans le secteur électrique, estimé à + 130 milliards d’euros d’ici à 2020-203013, principalement à travers la sortie du charbon, le développement de cycles combinés à gaz et la relance du nucléaire dans la prochaine décennie, avec une option désormais ouverte pour un recours aux gaz de schiste à partir de 2030 ;

• Malgré l’existence d’une ingénierie de politiques publiques sophistiquée, les différents dispositifs en soutien à la politique de maîtrise de la demande en énergie demeurent contraints en financement. Le Green Deal ne dispose pas à ce jour des incitations financières nécessaires à sa mise en œuvre, hormis sur le chapitre précarité énergétique. Nombre d’experts contestent même la soutenabilité des objectifs de réduction carbone définis dans les plans budgétaires 2018-2022 et 2023-2027.

de sa production industrielle vers les pays en développement et du « dash for gas » des années 90, ce qui signifie qu’il a déjà atteint son objectif, légalement contraignant de Kyoto, de 12,5 % inférieur à l’année de réfé-rence.

Ces objectifs font l’objet de développements réglementaires continus depuis le début des années 2000 :

• Des accords volontaires corrélés à de la fiscalité : Climate Change Levy – CCL14, Renewable Heat Incentives15 en 2012 ;

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1990 2020 2050

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– 34 % – 80 %

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Projection de production des gaz à effet de serre au Royaume-Uni en 2020-2050

Source : Low Carbon Transition Plan – Objectifs de réduction des gaz à effet de serre au Royaume Uni à l’horizon 2020 et 2050 (base 1990)

• Des obligations faites aux fournisseurs d’énergie : Carbon Emission Reduction Target16 et Renewable Transport Fuels Obligations17 en 2008 ;

• Des mécanismes de marché au sein desquels la valorisation des droits carbone est déter-minante (Carbon Reduction Commitment Energy Efficiency Scheme18 en 2010).

Depuis 2012, le Energy Act complète le dispo-sitif réglementaire en matière :

• De réforme du secteur électrique : la construction de nouvelles centrales nucléaires au Royaume-Uni est pilotée et financée par le secteur privé. Cela trans-fère la responsabilité de tels projets à l’investisseur-exploitant, tout en réduisant (sans l’éliminer) la participation du gouver-nement ainsi que son implication à long terme (licence/autorisation d’exploitation, déconstruction et déchets nucléaires) ;

• De financement de l’efficacité énergétique dans le bâti résidentiel et non résidentiel : autorisation des provisions pour des amélio-rations pré-déterminées du bâti, appuyée sur une taxe nouvelle sur les factures d’énergie qui permet de réduire l’investisse-ment initial pour les consommateurs ;

• D’objectifs de rénovation : le Green Deal (lancé à l’automne 2012) vise à rénover 14 millions de foyers au Royaume-Uni pour les rendre plus économes en énergie.

A la différence de l’Allemagne, les instruments mis en place pour organiser le financement sont essentiellement fondés sur des méca-nismes de marché, de la fiscalité carbone et la recherche d’un prix plancher du marché carbone :

• Système de négociation européen des émis-sions de gaz à effet de serre (ETS) et prix plancher du carbone (accords sur le chan-gement climatique et régime fiscal Levy) ;

• Schéma d’efficacité énergétique fondé sur des standards dans les secteurs du trans-port, du bâti et des produits et des méca-nismes de marché ;

• Obligations portées par les fournisseurs d’énergie en matière de contribution à l’amélioration de l’efficacité énergétique (déploiement d’une infrastructure de comp-tage intelligent, réduction des émissions de gaz à effet de serre, obligations) ;

• Programme d’efficacité énergétique essen-tiellement fondé sur une approche de marché (Green Deal, couplé aux obligations portées par les fournisseurs d’énergie) ;

• Réforme du secteur électrique (obligations d’achat des énergies renouvelables à travers des contracts for difference, dans le cadre d’un soutien limité, marché de capacités pour les investissements électriques, stan-dards technologies pour les émissions de gaz à effet de serre).

Pour financer ces objectifs, la loi établit le principe des budgets carbone à cinq ans. Les trois premiers budgets ont été établis en 2009, pour une couverture 2008-2012, 2013-2017 et 2018-2022. Le quatrième budget, 2023-2027 a été soumis au processus légis-latif à partir de juin 2011.

Toutefois, malgré tous les efforts du Department of Energy and Climate Change, il semble que le gouvernement ne soit pas encore au rendez-vous de la mise en œuvre et de la coordination.

Une évaluation indépendante des progrès du gouvernement britannique envers ses objectifs suggère que la mise en œuvre du Green Deal, c’est-à-dire le programme cadre pour l’amélioration de l’efficacité énergé-tique dans les bâtiments, n’est pas effective pas manque de financement. L’accent mis sur la lutte contre la précarité énergétique aurait notamment conduit à un gel des incitations financières nécessaires au reste des secteurs concernés. En outre, le Trésor britannique constituerait un frein à la mise en œuvre en limitant la capacité d’emprunt de la Banque d’investissement verte. Bien qu’en ligne avec sa trajectoire carbone 2017, le Royaume-Uni ne serait pas pour l’heure en mesure d’atteindre ses objectifs fixés pour le troisième et le quatrième budget carbone à cinq ans. Un débat est en ce moment en cours quant à savoir si les politiques devraient être simplifiées et rationalisées, notamment sous l’impulsion de la communauté économique qui conteste la nature des objectifs établis et l’efficacité des dispositifs en chevauchement.

L’approche réglementaire atypique poursuivie par le Royaume-Uni s’inscrit dans l’objectif prioritaire de mettre en place un prix plancher

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du carbone, et des mécanismes de marché tels que les contracts for differences (CFD) et les marchés de capacité, seuls à même de permettre le soutien aux productions d’électri-cité décarbonées (EnR et nucléaire). C’est dans ce contexte que fin 2013, les régulateurs britan-niques (Office for Nuclear Regulation et l’Envi-ronment Agency) ont certifié la conception de l’EPR par rapport à leurs préconisations rela-tives aux aspects sûreté, sécurité et environ-nement19. Le 21 octobre 2013, EDF a signé un contrat de fourniture de 2 réacteurs nucléaires de type EPR 1650 MW pour le site de Hinkley Point. Les principaux actionnaires sont EDF, AREVA, CGNPG (China General Nuclear Power Groupe, CNNC (China National Nuclear Corporation. Le prix est évalué à 16 milliards de livres (environ 18,9 milliards d’euros). Le prix garanti pendant 35 ans serait de 92,50 livres/MWh (environ 109 euros/MWh)20.

C’est également dans l’hypothèse d’un prix plancher du carbone que le Royaume-Uni envisage 4 trajectoires différenciées à l’ho-rizon 2050, traduites par les projections de consommation d’énergie primaire suivantes :

Avec les nouvelles découvertes et techno-logies relatives aux ressources gazières non conventionnelles, les scénarios envisagent une décorrélation entre les prix du pétrole brut et du gaz naturel, au moins dans certaines parties du monde.

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9 6509 000

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REF ADD GAP LC

Charbon

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Biomasse et déchets

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Energies renouvelable

Produits pétroliers importés

Projection du bilan en énergies primaires au Royaume-Uni selon les 4 scénarios de référence à l’horizon 2050

Source : The UK energy system in 2050 - Comparing Low-Carbon Resilient Scenarios, UKERC février 2013

Ces scénarios intègrent deux variantes de prix du gaz : le prix en 2030 est seulement 6 % supérieur à celui de 2010 alors que dans le scénario de référence il est supérieur de 30 %. Les variantes de prix charbon et pétrole sont identiques à travers les scénarios : un peu plus de 100 $ US (2005)/baril d’ici à 2030.

Dans l’hypothèse d’une décorrélation entre les prix du pétrole brut et du gaz naturel, c’est la question de l’adaptation de la trajectoire de décarbonisation qui est posée à partir de la décennie 2020-2030. De ce point de vue, les simulations effectuées par l’UKERC démontrent qu’en cas de prix bas du gaz, les incitations à l’efficacité énergétique et aux substitutions entre technologies carbonées et non carbonées étant affaiblies, les tech-nologies Captage, Séquestration du Carbone (CSC) sont appelées à jouer un rôle accru.

Source : The UK energy system in 2050 - Comparing Low-Carbon Resilient Scenarios, UKERC février 2013

Les hypothèses de prix du gaz et du pétrole dans les différents scénarios

Hypothèses de prix du gaz à l’importation £(2000)/GJ

Ref

eren

ce g

as

2010 2015 2020 2025 2030 2035

4,5 4,9 5,2 5,5 5,7 5,7

4,5 4,6 4,6 4,7 4,8 4,8

Hypothèses de prix du pétrole à l’importation £(2000)/bbl

All

scen

ario

s

2010 2015 2020 2025 2030 2035

39,1 41,9 44,7 47,5 50,3 50,3

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Investissements : des centaines de milliards d’euros à financer à plus ou moins long terme en fonction des risques embarqués

Allemagne : entre 200 et 400 milliards d’euros d’ici à 2030

Récapitulatif des besoins en investissements

Si la part des énergies renouvelables doit être doublée, des investissements cumulés s’élevant à plus de 200 milliards d’euros seront nécessaires entre 2010 et 2020 (jusqu’à 580 milliards d’euros entre 2020 et 2050).

Estimation des investissements nécessaires dans les énergies renouvelables entre 2000 et 2050

Source : selon une estimation du ministère fédéral de l’Environnement, de Conservation de la Nature et de sûreté nucléaire (BMU), reprise par le Deutsches Institut für Wirtschaftsforschung e. V - DIW Economic Bulletin, Financing the Energy Transition, septembre 2012

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2000 90 2 145 264 0 514 950 480 60 0 103 2 979 1 524 4 503

2001 54 3 404 627 0 731 1 966 436 71 0 355 4 520 2 768 7 288

2002 88 4 091 594 0 432 2 476 576 87 0 455 5 349 2 994 8 343

2003 91 3 234 729 0 564 2 672 926 101 0 642 4 980 3 338 8 318

2004 94 2 464 3 048 0 573 1 988 745 116 0 819 6 351 1 677 9 028

2005 96 2 179 4 077 0 714 1 626 1 051 145 0 875 7 403 2 485 9 888

2006 92 2 639 3 494 0 1 041 1 910 2 191 238 0 885 8 415 3 188 11 603

2007 83 1 996 4 544 0 692 2 379 2 848 618 39 991 9 509 3 689 13 198

2008 84 2 021 7 007 0 901 1 660 1 356 1 066 0 1 045 10 468 3 627 14 095

2009 81 2 384 11 799 0 666 1 497 1 741 1 138 42 1 067 16 046 3 300 19 346

2010 87 2 666 23 800 0 827 1 625 1 256 1 281 40 758 27 848 3 733 31 581

2011 88 2 754 15 000 0 1 056 1 713 1 129 1 350 77 763 19 048 4 119 23 168

2012 101 3 001 9 240 0 1 280 1 627 1 070 1 391 105 773 13 516 4 298 17 814

2013 114 3 250 7 200 0 1 494 1 722 1 017 1 429 130 793 11 712 4 645 16 356

2014 128 3 680 6 270 0 1 672 1 831 1 093 1 450 162 843 11 332 4 953 16 285

2015 142 4 148 5 490 0 1 814 1 918 1 019 1 468 198 852 10 996 5 200 16 197

2016 158 4 456 4 670 0 1 932 1 996 1 104 1 474 241 895 10 627 5 402 16 030

2017 183 4 778 4 125 0 2 018 1 928 1 109 1 479 291 888 10 486 5 425 15 911

2018 184 5 121 3 710 370 1 996 1 735 943 1 475 348 865 10 676 5 207 15 882

2019 195 5 854 3 354 720 1 910 1 644 928 1 481 408 889 11 456 5 036 16 495

2020 195 6 204 3 048 980 1 866 1 536 552 1 486 496 829 11 475 4 889 16 364

2030 287 5 349 2 525 2 255 2 060 1 399 1 657 1 580 568 1 059 12 658 5 039 17 697

2040 315 4 523 3 498 3 240 2 950 1 511 1 044 1 690 960 1 291 13 580 6 151 19 731

2050 346 4 792 2 223 4 155 3 630 1 302 1 534 1 785 1 440 1 242 14 490 6 717 21 207

Average for the years 2010 to 2020 143 4 174 7 810 188 1 624 1 752 1 020 1 433 227 832 13 561 4 810 18 371

Total for the years 2010 to 2020 1 574 45 911 85 907 2 070 17 865 19 276 11 220 15 766 2 495 9 147 149 176 52 907 202 083

Average for the years 2021 to 2050 316 4 888 2 749 3 217 2 880 1 401 1 418 1 685 989 1 197 13 576 5 969 19 545

Total for the years 2021 to 2050 9 470 146 636 82 461 96 500 86 400 42 125 42 530 50 550 29 680 35 925 407 277 179 075 586 353

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Messages clés

• D’ici à 2030, 400 milliards d’euros sont nécessaires pour financer l’Energiewende, ce qui correspond à un tiers de l’effort engagé pour la réunification de l’Allemagne de l’Ouest et de l’Allemagne de l’Est (1 300 milliards d’euros), ce qui en fait un véritable projet de société :

– Quelques soient les estimations, le développement des énergies renouvelables représente la plus grosse part des investissements : 200 milliards d’euros entre 2010 et 2020 ;

– La modernisation du système électrique avec le développement de nouvelles centrales, des réseaux et de solutions de stockage représenteraient jusqu’à 85 milliards d’euros, parmi lesquels une grande partie des investissements sont programmés indépendamment de la transition énergétique ;

– D’ici à 2020, l’amélioration de l’efficacité énergétique du bâtiment s’élèverait à 75 milliards d’euros selon la banque fédérale de développement Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW) ;

• En formulant l’hypothèse d’une contribution constante du consommateur particulier d’électricité, restent + 300 milliards d’euros à trouver à l’horizon 2030, ce qui appelle à la mise en œuvre d’une stratégie de financement globale, mobilisant tous les leviers à disposition de la société allemande ;

• Le projet politique en négociation repose sur le couplage de l’Energiewende aux marchés financiers, dont la restructuration du secteur bancaire allemand à travers le conditionnement des apports de recapitalisation par l’Etat fédéral, un programme d’attractivité des investisseurs privés, y compris internationaux, la mise en place de garanties d’Etat sur marché obligataire. Des représentants du SPD ont également avancé l’option du recours à la taxation des transactions financières.

• Les besoins de financement sont tels qu’ils forcent en outre à interroger la tenabilité du frein à l’endettement public introduit dans la Constitution allemande à partir de 2016. Une relance fiscale est-elle envisageable ? Si oui à quelle échéance ?

• C’est l’ensemble de ces éléments qu’il conviendra d’apprécier dans le cadre de l’accord en discussion entre CDU et SPD pour former le futur gouvernement allemand attendu fin 2013.

La répartition entre les investissements pour le développement des énergies renouvelables et les investissements pour la réduction de la demande en énergie n’est pas évidente à ce stade de la littérature économique :

• L’Institut des Etudes Economiques Interna-tionales de Hambourg (HWWI) a récemment estimé que la valeur nette des investisse-ments jusqu’en 2030 s’élève à 335 milliards d’euros, dont :

– 250 milliards d’euros pour le soutien aux énergies renouvelables,

– 85 milliards d’euros d’investissements supplémentaires dans les centrales, réseaux et capacités de stockage. Pour l’extension du seul réseau, l’Agence fédé-rale des réseaux (BNA) prévoit un inves-tissement de 20 à 25 milliards d’euros sur les 15 prochaines années. Des investisse-ments pouvant aller jusqu’à 15 milliards d’euros seront nécessaires pour déve-lopper de nouvelles centrales thermiques gaz (jusqu’à 10 GW). Dans de nombreux cas, la construction de nouvelles centrales ainsi que le remplacement et l’entretien des réseaux devraient également être

effectués en dehors de toute transition énergétique.

• La banque fédérale de développement Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW) estime les investissements nécessaires pour améliorer l’efficacité énergétique du bâti-ment au cours des dix prochaines années à 75 milliards d’euros.

Cette littérature économique tend à rela-tiviser les déclarations commises par le ministre allemand de l’environnement, Peter Altmaier qui affirmait dans le Frankfurter Allgemeine Zeitung du 19 février 2013, que « les coûts de la réforme de l’énergie et de la restructuration de l’approvisionnement énergétique pourraient s’élever à environ mille milliards d’euros d’ici la fin des années 2030 ». Il s’agissait alors en pleine campagne électorale de pré-positionner une éventuelle réduction du financement en soutien au développement des énergies renouvelables, à travers un plan de réduction des tarifs d’achats de 1,8 milliards d’euros à 1 milliard par an. Si les tarifs d’achats des énergies renouvelables ont été reconduits à l’iden-tique pour 2014, tout laisse envisager que le

futur gouvernement CDU-SPD poursuivra la réforme d’ores et déjà amorcée de la loi EEG.

La perspective d’une réforme avancée de la loi EEG donne lieu à de nombreuses études et prises de positions politiques. Une étude de German Watch souligne que les prix (de plus en plus bas) obtenus sur les marchés « Energy only », sur lesquels seule l’électricité produite est rému-nérée et non la mise à disposition de capacités de production, ne créent pas suffisamment d’incita-tions à investir dans de nouvelles capacités de production (Missing Money Problem). La construction de nouvelles centrales (néces-saires surtout en Allemagne du Sud) et de ce fait, la sécurité d’approvisionnement, seraient ainsi remises en question, d’où le débat intense sur la possibilité de créer un marché de capacité, à l’instar de l’approche française21.

Fin 2012 et mi-2013, le gouver-nement fédéral a adopté deux nouvelles directives afin de garantir la sécurité d’approvision-nement du pays :

• Une directive sur les effa-cements de consommations (Verordnung zu abschaltbaren

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Lasten). Les gestionnaires de réseaux sont amenés à conclure des accords avec des entreprises électro-intensives afin que celles-ci effacent une partie de leur consommation pour une durée déterminée.

• Une directive mettant en place une procé-dure de constitution d’une réserve de puissance sur le réseau (Reservekraftwerks-verordnung) dans le domaine des énergies conventionnelles. A la différence du marché de réserves de puissance prévoyant des réserves à court terme, ces puissances sont constituées dans le cadre d’un état des lieux annuel des réserves existantes ainsi que des prévisions des besoins en électricité pour les 5 ans à venir. Tous les ans, les gestionnaires de réseaux et l’Agence fédérale des réseaux vérifieront la sécurité du système du point de vue des capacités de production et si besoin, publieront un appel d’offres sur la réserve de puissance à créer. Ces disposi-tions prennent fin au 31 décembre 2017 et ne constituent qu’une solution de transition vers un nouveau cadre législatif du marché de l’électricité.

Une stratégie de financement fondée sur le projet politique de coupler les marchés financiers à la transition énergétique

En 2012 et 2013, la question du finance-ment de la transition énergétique allemande était donc au centre de tous les débats, en Allemagne et en Europe.

L’accent longtemps mis sur le risque poli-tique et réglementaire pour les investisseurs potentiels ne semble plus justifié au regard de la résilience de la loi sur les énergies renou-velables (EEG). Après avoir radicalement changé le marché allemand de l’énergie en quelques années, les sécurités de la loi EEG pour les investisseurs se voient reconduites dans le cadre de la nouvelle mandature, avec des tarifs d’achat pour les énergies renouve-lables à l’identique pour 2014.

S’il est encore trop tôt pour connaître les conséquences précises de l’accord gouverne-mentale entre CDU et SPD sur l’Energiewende, il ressort que les leviers à disposition de l’Alle-magne sont multiples jusqu’à l’inflexion de sa doctrine en matière de recours à la dette publique.

La stabilisation du secteur bancaire, condition de levée des fonds privés, est sur l’agenda

Afin de garantir l’accès des investisseurs au crédit et de réduire le risque de pénurie de financements privés pour les projets de tran-sition énergétique, la nouvelle mandature devrait en toute vraisemblance s’atteler à la stabilisation du secteur bancaire.

Les efforts de stabilisation devraient se concentrer sur le renforcement de l’assise financière des banques : une étude sur les prêts consentis par les banques allemandes, au cours des dernières décennies, a montré que les ratios de fonds propres élevés sont associés à des niveaux élevés de prêts.

L’enjeu est celui de la répartition du risque : à partir d’une phase de consolidation des capi-taux et de restructuration des dettes par une participation accentuée du système bancaire, l’Allemagne devrait également s’engager dans un programme d’attraction des fournisseurs de capitaux tiers.

Le private equity (PE) pourrait en effet jouer un rôle accru dans les actifs de long terme tels que les fermes éoliennes offshore ou la construction de nouvelles lignes électriques. Le modèle de financement pourrait être basé sur la technique du financement par rachat structuré, où la création de sociétés de projet permet de consolider la totalité du capital emprunté auprès d’une diversité d’institutions financières. La société de projet est opérée par le financier qui exploite égale-ment l’infrastructure. L’objectif consiste à faire levier sur le volume de financement et dans le même temps, à limiter et répartir le risque. La banque fédérale KfW et la Banque européenne d’investissement sont appelées à soutenir le démarrage de ces dispositifs.

Vers des emprunts obligataires de garantie ? La taxation des transactions financières ? La remise en cause du frein à l’endettement public ?

Dans le cadre des besoins de financement et du développement des modèles de finance-ment, une partie du financement de la dette pourrait être adossée à des emprunts obliga-taires garantis.

Emises par des emprunteurs privés et garan-ties par la Banque européenne d’investis-sement (BEI), ces obligations permettent généralement de réduire la prime de risque exigée par les investisseurs privés. Actuellement, environ 230 millions d’euros du budget de l’UE ont été mis de côté pour les obligations de projet dans une phase pilote qui durera jusqu’à la fin de 2013. Ce montant devrait en toute vraisemblance être augmenté de manière significative dans la prochaine étape.

Enfin, tant que les revenus du marché des droits d’émissions carbone restent faibles, des revenus supplémentaires pourraient être mobilisés afin de ne pas compromettre les objectifs de déficit du gouvernement. Plusieurs représentants du SPD ont défendu la mise en place d’une taxe sur les transac-

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Espagne : déjà 26 milliards d’euros de dette cumulée entre 2005 et 2013

Récapitulatif des coûts entre 2005 et 2011

Le déficit tarifaire du système électrique espa-gnol résulte en une dette cumulée entre 2005 et 2013 de plus de 26 milliards d’euros.

Le gouvernement estime en outre que le déficit tarifaire aurait atteint 10 milliards d’euros en 2013 en l’absence des mesures d’urgence prises à travers la dite Reforma del sistemo electrico.

Messages clés

• Le déficit tarifaire du système électrique espagnol résultant du fort niveau de soutien public aux énergies renouvelables (augmentation des coûts de 497 % en 8 ans) et du refus de faire financer le développement des énergies renouvelables par les particuliers espagnols, aboutit à une dette cumulée entre 2005 et 2013 de plus de 26 milliards d’euros, soit une explosion de 567 % en 8 ans ;

• Le caractère tardif et limité de la réponse des pouvoirs publics à travers la Reforma del sistemo electrico de 2013 et la dégradation de la conjoncture économique espagnole rendent ces réformes particulièrement lourdes pour les ménages et le secteur privé ;

• Selon toute vraisemblance, il ne devrait pas y avoir de relance de la transition énergétique en Espagne sans véritable réforme structurelle du secteur électrique et assainissement des finances publiques.

Evolution des coûts du secteur électrique entre 2003 et 2011

Source : ministerio de industria, energia y turismo, 12 de julio 2013, reforma del sistema electrico – una reforma necesaria

Coûts Augmentation 2003-2011

Dette du secteur électrique + 567 %

Financement des renouvelables et du régime spécial + 497 %

Distribution + 66 %

Transport + 91 %

Autres coûts + 40 %

Une réforme électrique 2013 trop limitée combinée à la dégradation des finances publiques ne permet plus d’envisager la relance de la transition énergétique

La situation considérée intenable a conduit à une succession de réformes du secteur élec-trique jusqu’à juillet 201322 et l’arrêt du soutien aux énergies renouvelables, mais sans remanie-ment des règles de fonctionnement du marché de gros de l’électricité (« Pool espagnol »).

Le cas de l’Espagne illustre un principe fonda-mental : toute transformation de l’industrie électrique engendre des coûts qui doivent être adéquatement financés, sous peine de compromettre la pérennité du système. Ainsi, les difficultés financières des opérateurs électriques espagnols sont-elles directement imputables au refus politique prolongé de faire supporter, aux consommateurs finaux, le coût des mesures de soutien aux EnR23.

Le caractère tardif et limité de la réponse des pouvoirs publics à travers la Reforma del sistemo electrico de 2013 et la dégradation de la conjoncture économique espagnole

rendent ces réformes parti-culièrement lourdes pour les ménages et le secteur privé. Ajoutons à la situation le manque de concurrence entre les opérateurs d’élec-tricité, l’opacité et l’instabi-lité de la réglementation, la faiblesse des interconnexions électriques avec les pays voisins, des barrières élevées à l’entrée sur les segments de marché attractifs et l’on peut envisager qu’il n’y aura pas de relance de la transi-tion énergétique en Espagne sans véritable réforme structurelle du secteur élec-trique et assainissement des finances publiques.

tions financières. La Commission européenne a elle même estimé que le chiffre d’affaires annuel de la taxe sur les transactions finan-cières (TTF) dans l’UE s’élèverait à 57 milliards d’euros. Sur la base de ces chiffres, les recettes de la TTF en Allemagne sont actuellement estimées à plus de dix milliards d’euros.

Enfin, et même si cela n’est clairement pas à l’agenda politique de l’Allemagne en 2013, les besoins de financement de l’Energiewende sont tels qu’ils forcent en outre à interroger la tenabilité du frein à l’endettement public intro-duit dans la Constitution allemande à partir de 2016.

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Royaume-Uni : 200 milliards d’euros d’ici à 2050 dont 130 milliards pour la restructuration du secteur électrique à l’horizon 2030

Récapitulatif des besoins en investissements

Les besoins en investissements en appui aux objectifs de décarbonisation du bouquet énergétique et la promotion de l’efficacité énergétique, particulièrement auprès des secteurs intensifs en énergie sont estimés à 170 milliards de livres sterlings (200 milliards d’euros) par le département énergie et chan-gement climatique (hors Climate Change Levy) à l’horizon 2050, dont 110 milliards de livres sterlings (130 milliards d’euros) pour la restructuration du secteur électrique à l’ho-rizon 2030.

Messages clés

• Les besoins d’investissements en appui aux objectifs de décarbonisation du bouquet énergétique et la promotion de l’efficacité énergétique, particulièrement auprès des secteurs intensifs en énergie sont estimés à 200 milliards d’euros à l’horizon 2050, dont 130 milliards d’euros pour la restructuration du secteur électrique à l’horizon 2030.

• Cela correspond à environ 10 % du stock de capital des secteurs de la production d’énergie ainsi que des secteurs intensifs sur le plan énergétique et 5 % du stock de capital total du Royaume-Uni (3 180 milliards de livres sterlings) ;

• Face aux besoins considérables de financement de la transition énergétique, le Royaume-Uni cherche à définir un optimum électrique et à mettre en œuvre une trajectoire de transformation à moindre coût dans lequel la production nucléaire tient un rôle prédominant, à moins que le lancement de l’exploration du potentiel de gaz de schiste au Royaume-Uni ne conduise à une révision de la trajectoire à partir de 2020 et au-delà ;

• Chaque programme et mesure des politiques publiques de décarbonisation sont également monétisés et évalués en Valeur Actuelle Nette, dans une logique de minimisation du risque public, à ce jour estimé à 11 milliards d’euros à l’horizon 2022.

Cela correspond à environ 10 % du stock de capital des secteurs de la production d’énergie ainsi que des secteurs intensifs sur le plan énergétique et 5 % du stock de capital total du Royaume-Uni (3 180 milliards de livres sterlings).

Ramenés aux horizons budgétés du plan carbone, ces besoins en investissements correspondent à une valeur nette présente des politiques publiques engagées de 44 milliards de livres sterlings, – 9 milliards de livres sterlings hors les hypothèses de valo-risation du carbone, réputés sans impact sur la croissance. La faiblesse du risque engagé par le Royaume-Uni repose sur le fait que les investissements du secteur électrique sont entièrement portés par le secteur privé.

Les politiques en valeurs actuelles nettes positives correspondent principalement à des investissements d’efficacité énergétique pour les secteurs intensifs. Les politiques en valeurs actuelles nettes négatives corres-pondent principalement aux investissements de soutien au développement technologique.

Les deux ensembles de politiques sont réputés fournir des bénéfices non monéti-sables comme par exemple la réduction de l’exposition aux chocs de prix des énergies primaires24 et à la volatilité macro écono-mique des projets d’efficacité énergétique et d’énergies renouvelables, ou encore des gains d’économie d’échelle dans le déploie-ment des technologies innovantes de décar-bonisation et des filières nouvelles relais de croissance.

Une stratégie de financement d’abord et avant tout fondée sur la recherche de l’optimum électrique pour une transition à moindre coût à partir de 2025-2030

Face aux besoins considérables de finan-cement de la transition énergétique, le Royaume-Uni cherche à définir un optimum électrique et mettre en œuvre une trajectoire de transformation à moindre coût.

Un modèle développé par Energy Institute, et présenté en juin 2013, démontre qu’en terme de capacité installée, cette trajectoire de transition à moindre coût s’appuiera jusqu’en 2050 sur des centrales nucléaires principa-lement, avec des nouveaux cycles combinés gaz servant de capacités de réserve, tandis que les éoliennes sont développées après 2030.

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PositiveNPV policies

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Total Monetised impacts

Non-carbon Montised impacts

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Monétisation des impacts financiers de la politique publique de décarbonisation au Royaume-Uni

Source : DECC, Carbon plan, 2011 – Valeurs exprimées en milliards de livres sterlings

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Simulation de l’optimum électrique au Royaume-Uni entre 2010 et 2050

Source : Nearly perfect and poles apart: investment strategies into the UK power system until 2050 Paper for the International EnergyWorkshop 2013, 19-21 June 2013, Paris Evelina Trutnevyte, Neil Strachan UCL Energy Institute, London, United Kingdom

Small CHP (other)Small CHP (gas)Large CHP (other)Large CHP (gas)Pumped storageImportSolarTidalWaveBiomassHydroWind (offshore)Wind (onshore)NuclearGaz CCSCoal CCSOilGasCoalTotal cost of 5 yearsCumulative investment2010

Offshore

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Installed capacity GW NPV of coast G£(2010)

2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 20500

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Produced electricity TWh/year NPV of coast G£(2010)

2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 20500

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160£(2010, real)/MWh

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OOnshore > 5 MWOONuclear - EPWR NOAKNN

Offshore R3ONuclear - EPWR FOAKNNCCGTCC

160£(2010, real)/MWh

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CCGT CCS NOAK CCCGT CC

CCGT CCS FOAKCC Coal CCS FOAKC

Coal CCS NOAKCCOnshore > 5 MWO

Evolution des coûts de référence de l’électricité entre 2010 et 2030

Source : UK energy infrastructure: Investment, transition and long-run growth LSE Growth Commission, 23 May 2012, Steven Fries, Chief Economist

Dans cette recherche du modèle de transition énergétique à moindre coût, le Royaume-Uni se distingue donc pour l’heure d’abord et avant tout par la relance de son programme nucléaire,

financé par des capitaux privés et pour lequel il se donne environ 10 ans pour structurer sa doctrine en matière d’effets d’échelle et de déploiement généralisé au-delà de 2025-2030.

Dans cette même période, l’autorisation donnée à l’exploration des gaz de schiste pourrait contribuer à infléchir tout ou partie de la trajectoire vu d’aujourd’hui. En l’absence d’information sécurisée sur les niveaux de

réserve et de recul sur une éventuelle commer-cialisation, aucun modèle public de référence ne permet toutefois de mesurer l’impact économique de cette option ouverte par le Royaume-Uni.

Small CHP (other)Small CHP (gas)Large CHP (other)Large CHP (gas)Pumped storageImportSolarTidalWaveBiomassHydroWind (offshore)Wind (onshore)NuclearGaz CCSCoal CCSOilGasCoalTotal cost of 5 yearsCumulative investment2010

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Installed capacity GW NPV of coast G£(2010)

2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 20500

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Produced electricity TWh/year NPV of coast G£(2010)

2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 20500

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Evolution des coûts de référence de l’électricité entre 2010 et 2030

Conclusion : compétitivité prix ou compétitivité structurelle ?

Un manque de recul évident sur les implications des transitions énergétiques en matière d’emplois

A l’exception d’une étude produite le 4 juin 2012, à l’initiative de la Direction Générale de l’Em-ploi au sein de la Commission Européenne « The jobs potential of a shift towards a low-carbon economy », il n’existe pas d’étude économique des implications des transitions énergétiques sur l’emploi à l’échelle des pays. Chaque pays continue de présenter les bilans annuels de l’emploi par secteur et filière, sans analyse des transferts/destructions/créations d’emplois induits par les orientations de leurs politiques de l’énergie.

Dans ce contexte, nous ne pourrons ici que mettre en valeur les principales conclusions formu-lées dans l’étude précédemment mentionnée à l’occasion d’une analyse statistique des données d’innovation transmises par 3 235 entreprises allemandes.

Synthèse des enseignements de l’étude statistique des implications de l’innovation environnementale sur l’emploi en Allemagne

Source : « The jobs potential of a shift towards a low-carbon economy » - Chapter 1B4 How environmental innovation is reshaping employment: New evidence from German firm-level data, Direction Générale de l’Emploi au sein de la Commission Européenne, 4 juin 2012

1

La majorité des entreprises innovent dans les produits et les processus envi-ronnementaux et non environnementaux en même temps. Les entreprises qui n’introduisent que des innovations présentant des avantages environnementaux constituent la plus faible portion de l’échantillon. Les entreprises des secteurs les plus polluants introduisent rarement des innovations ne présentant aucun bénéfice environnemental. Lorsqu’elles investissent dans l’innovation, au moins une partie de leurs budgets est dédiée à l’innovation environnementale.

2

Les entreprises des secteurs les plus polluants introduisent généralement leurs innovations environnementales en réponse à une exigence réglementaire ou dans le cadre d’accords sectoriels volontaires, souvent corrélés à des exemptions fiscales. En revanche, les plus grands porteurs d’innovations environnementales s’appuient sur une demande tangible, actuelle ou sérieusement prévisible, de la part de leurs clients.

3

Les secteurs les plus polluants emploient moins de 18 % de l’effectif total de l’échan-tillon et seulement 15 % des effectifs qualifiés. Les secteurs de la chimie et de l’élec-tricité dépassent largement les autres secteurs émetteurs de carbone en termes de chiffre d’affaires, d’exportations et de possibilités de formation pour les employés.

4

Les salaires et les possibilités de formation offertes par les entreprises les plus innovantes sont supérieurs à ceux prévus par les entreprises les moins innovantes. Cependant, les salaires et les possibilités de formation sont plus faibles en moyenne pour les innovateurs de l’environnement par rapport aux innovateurs généralistes. Cela est particulièrement vrai dans les services aux entreprises, l’informatique et la R&D.

5

Globalement, il ressort que l’association générale entre innovations et performances supérieures du marché du travail est plus faible pour les entreprises qui ne sont engagées que dans l’innovation environnementale par rapport à l’ensemble des entreprises innovantes. Toutefois, cette étude ne permet pas d’établir si ce niveau d’association plus faible est propre aux entreprises spécialisées dans l’innovation environnementale ou, au contraire, s’il s’agit d’une différence structurelle entre les entreprises innovantes dans de multiples domaines et les entreprises innovantes dans un seul domaine.

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Mais deux approches commencent à se distinguer : le choix de la compétitivité prix pour le Royaume-Uni contre la recherche d’un nouveau modèle de croissance pour l’Allemagne

Au Royaume-Uni, les investissements dans les infrastructures du secteur de l’énergie, de l’électricité en particulier au cours des deux prochaines décennies, tels que définis dans le UK Infrastructure Plan visent à renforcer la productivité du pays et à reporter le risque de la puissance publique vers les investisseurs privés.

Les politiques visant à améliorer l’efficacité énergétique et à accélérer le développement des nouvelles technologies et nouveaux procédés à faible intensité carbonique demeurent pour l’heure sans financement stabilisé et ce indépendamment du haut niveau de communication produit sur ces enjeux par le Department of Energy and Climate Change.

A cet égard, l’important document relatif à la stratégie d’efficacité énergétique25 du Royaume-Uni publié en novembre 2012 est bien un document prospectif, non un docu-ment de cadrage des mesures politiques immédiates. Certes, il y est fait mention du formidable potentiel d’exportation de la filière d’efficacité énergétique du Royaume-Uni. Le chiffre d’affaires de celui-ci ne représente toutefois « que » 2,1 milliards d’euros en 2011-2012, à comparer aux 13,4 milliards d’euros de revenus du gouvernement britannique à partir de son secteur pétro-gazier à la même date26.

Le pilotage de la transition énergétique britannique s’effectue dans le cadre d’une doctrine de neutralité sur la croissance et de recherche d’une compétitivité des prix. Les critères de soutenabilité et de bénéfices non monétisables de la transition énergétique ne sont envisagés que pour orienter les choix technologiques et maximiser les nouveaux relais de croissance. L’atteinte des objec-tifs du 4e budget carbone du Royaume-Uni reste fortement dépendante de l’atteinte d’un accord international sur le climat et la relance du marché carbone européen.

En Allemagne, l’innovation est une condition intrinsèque de la mise en œuvre effective de l’Energiewende à long terme. C’est le cas pour les énergies renouvelables pour lesquelles l’innovation technologique vise la réduction des coûts de production. C’est aussi le cas pour la technologie CSC (Captage, Séquestration du Carbone). Dans tous les scénarios prospectifs allemands, la séquestration de gaz carbonique est mise en œuvre dès les années 2030. Ceci concerne les centrales électriques au charbon (houille ou lignite). Le tableau ci-dessous indique les puissances concernées par ces installations.

Europe

£541mAsie

£937m

Australie

£45m

Afrique

£26m

Amérique du Sud

£84m

Amérique du Nord

£141m

Source : The Energy Efficiency Strategy: The Energy Efficiency Opportunity in the UK Department of Energy and Climate Change by the Energy Efficiency Deployment Office (EEDO), November 2012

Cartographie des exportations de la filière d’efficacité énergétique britannique

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Pour le scénario 1A, le CSC recouvre en 2050 la quasi-totalité du charbon utilisé pour la production d’électricité (environ 30 TWh). Pour le scénario de référence 70 TWh, sur un total de 116 TWh produits à partir du charbon, feraient l’objet de la séquestration.

C’est également le cas pour le secteur des trans-ports qui représente 28 % de l’énergie finale et 20 % des rejets de gaz carbonique. L’approche pour réduire les rejets et sortir du tout pétrole, consiste à mettre l’accent sur les biocarburants et sur un usage accru de l’électricité.

2008 Scénario de Référence 2050 Scénario 1A 2050

Total Charbon 53,1 GW (275 TWh) 18,8 GW (116TWh) 15,8 GW (32 TWh)

Charbon avec CSC 11,9 GW (70 TWh) 11,3 GW (30 TWh)

– 1 %

2008 ScénarioRéférence 2030

ScénarioI A 2030

ScénarioRéférence 2050

ScénarioI A 2050

2 550

2 350

2 150

1 935

1 580

2 350

2 150

1 935

1 580

0300600900

1200150018002100240027003000

Biocarburant

Gaz

Electricitié

Diesel

Electricitié

Essence

Hydrogène

Aviation

Projection du bilan des carburants dans le secteur des transports selon les deux scénarios de référence de l’Energiewende

Source : Source : Energieszenarien 2011

A court terme, la déstabilisation du marché électrique continental par l’arrivée massive des éner-gies renouvelables et les impacts sur l’économie énergétique des pays voisins soulèvent la ques-tion de l’insertion de la politique énergétique allemande dans le cadre des objectifs de marché intégré de l’énergie définis par l’Union européenne.

A long terme, l’Allemagne en s’attaquant à tous les segments des chaînes de valeur de l’énergie s’engage dans la recherche d’un nouveau modèle de croissance économique, fondé sur la recherche d’une compétitivité structurelle de son offre en énergie et plus largement de l’ensemble des industries associées, et sur la maîtrise de sa compétitivité prix, par la réduction de la moitié de sa consommation en énergie primaire.

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TransiTion énergéTique : quels invesTissemenTs pour quelle compéTiTiviTé ? TransiTion énergéTique : quels invesTissemenTs pour quelle compéTiTiviTé ?

2- IESF, cahier n°11 publié par le Comité Energie - Un regard complet sur les coûts, les performances, la flexibilité et les prix des énergies, février 2013. Il n’y a pas une mais des énergies, qui ont des spécificités, des domaines d’emploi, des usages et des consom-mateurs différents, d’où une multipli-cité de marchés, ainsi que les effets de substitution entre énergie : l’énergie primaire est l’énergie tirée de la nature (du soleil, des fleuves, de la terre ou du vent) ou contenue dans les produits énergétiques tirés de la nature (comme les combustibles fossiles ou le bois) avant transformation. Par convention, l’énergie électrique provenant d’une centrale nucléaire est également une énergie primaire (convention internatio-nale AIE). La consommation d’énergie primaire correspond à la consom-mation d’énergie de tous les acteurs économiques. Les énergies secondaires nécessitent une transformation, en une ou plusieurs étapes (avec en général un rendement inférieur à 1), avec des coûts associés d’investissement et d’exploitation. L’énergie finale corres-pond à la consommation des seuls utili-sateurs finals, ménages ou entreprises autres que celles de la branche énergie. L’énergie finale peut être une énergie primaire (consommation de charbon de la sidérurgie par exemple) ou non. L’écart entre les consommations d’énergie primaire et secondaire corres-pond à la consommation de la branche énergie. Il s’agit pour l’essentiel des pertes de chaleur liées à la production et au transport d’électricité. L’énergie utile tient compte du rendement des équipements des utilisateurs finals. Les quantités d’énergie finale achetées sont donc différentes pour une même quan-tité d’énergie utile

3- IESF, cahier n°11 publié par le Comité Energie - Un regard complet sur les coûts, les performances, la flexibilité et les prix des énergies, février 2013. Les coûts correspondent aux dépenses engagées pour produire ou diffuser un bien ou un service. Plusieurs catégories de coûts coexistent : les coûts complets qui correspondent à l’ensemble des dépenses, y compris les amortisse-ments des investissements, les coûts marginaux qui retracent les dépenses supplémentaires pour la production d’unités supplémentaires (ceux-ci peuvent être inférieurs ou supérieurs aux coûts complets), les coûts moyens correspondant à un volume donné de production, les coûts de développe-ment qui incorporent les investisse-ments futurs, par exemple le coût de fin de cycle de production. Les prix résultent de l’équilibre entre l’offre et

la demande sur un marché. On peut cependant distinguer plusieurs caté-gories de prix en fonction de différents marchés : les contrats à long terme qui concernent certains industriels (au sens large), les prix à terme pour une période future (jusqu’à 2 ou 3 ans), les prix au jour le jour (spot), les prix réglementés (tarifs à destination des particuliers notamment)

4- Le tournant énergétique espa-gnol s’est traduit par des multiples lois promulguées entre 2004 et 2007 par les provinces telles que la Ley de Fomento de las Energías Renovables d’Andalousie, qui rend obligatoire l’ins-tallation de panneaux solaires sur les bâtiments de logements de construc-tion neuve ou qui doivent subir une rénovation intégrale, à usage de chauf-fage et eau chaude, afin de réduire la dépendance du gaz naturel, du gazole et du butane

5- Climate Change Act, 26 November 2008, www.legislation.gov.uk/ukpga/ 2008/27/contents

6- UK Low Carbon Transition Plan, 15 July 2009, http://webarchive.nationalar-chives.gov.uk/20100509134746/http:/www.decc.gov.uk/en/content/cms/publications/lc_trans_plan/lc_trans_plan.aspx

7- The Energy Act 2011, 18 October 2011, www.legislation.gov.uk/ukpga/2011/16/contents/enacted faisant suite à l’EMR (Electricity Market Reform), 12 juillet 2011, une position publiée par le gouvernement britannique ‘Planning our electric future: a White Paper for secure, affordable and low-carbon elec-tricity’, développant des mesures clés pour stimuler l’investissement, réduire l’impact sur la facture aux consomma-teurs finaux, et développer un bouquet électrique sécurisé, fondé sur le gaz, l’énergie nucléaire, les renouvelables et les technologies de capture et de stoc-kage du carbone, https://www.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/48129/2176-emr-white-paper.pdf

8- Introduction of the Energy Bill to the House of Commons, 29 November 2012, in order to establish a legislative framework for delivering secure, affordable and low carbon energy, and includes provisions on Decarbonisation, Electricity Market Reform (EMR), Nuclear regulation, Government pipeline and storage system, Strategy and Policy state-ment, and Consumer Protection www.gov.uk/government/organisa-tions/department-of-energy-climate-change/series/energy-bill

9- La directive européenne 2001/80/CE sur les Grandes installations de Combustion (GIC) vise une réduction poussée des émissions d’oxydes de soufre : – 90 %, et d’azote : – 80 %

10- Selon une estimation du ministère fédéral de l’Environnement, de Conser-vation de la Nature et de sûreté nuclé-aire (BMU), reprise par le Deutsches Institut für Wirtschaftsforschung e. V - DIW Economic Bulletin, Financing the Energy Transition, septembre 2012

11- BGR, Rapport annuel 2012 sur les réserves de matières premières, Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe - Agence Fédérale pour les Sciences de la Terre et les Matières Premières, 2012 http://www.bgr.bund.de/DE/Gemeinsames/P r o d u k t e / D o w n l o a d s / D E R A _Rohstoffinformationen/rohstoffinfor-mationen-15.html?nn=1542226

12- La loi formalisant cet accord est entrée en vigueur le 27 décembre 2007 : elle prévoit un total de subven-tions à l’industrie du charbon allemande de 13,9 Mds euros de 2009 à 2017. En juillet 2010, la Commission européenne a proposé de cesser les subventions en octobre 2014, mais suite aux critiques allemandes, le Conseil de l’Union européenne a admis la poursuite des subventions jusqu’à 2018, mais avec un profil de réduction plus rapide

13 Department of Energy and Climate Change, July 2011. Planning our elec-tric future: a White Paper for secure, affordable and low-carbon electricity, http://www.decc.gov.uk/assets/decc/11/policy-legislation/EMR/2210-emr-white-paper-full-version.pdf.

14- Introduite le 1er avril 2001, la taxe Levy remplace la taxe sur les carbu-rants fossiles. C’est une taxe en aval sur la consommation d’énergie non domestique par l’industrie et le secteur public, conçue pour inciter l’efficacité énergétique et la réduction des émissions, avec une partie des recettes dédiées à la réduction des cotisations sociales. Les entreprises à forte intensité énergétique peuvent recevoir jusqu’à 80 % d’exemption fiscale dès lors qu’elles adhèrent à un accord sur le changement clima-tique (ACC), qui définit des objectifs d’efficacité énergétique ou des cibles de réduction des émissions de gaz à effet de serre

15- Le dispositif RHI apportera un soutien financier à long terme à travers une large gamme d’installa-tions de chaleur renouvelable instal-lées après le 15 Juillet 2009. Cette

Annotations et références



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prise en charge est limitée dans un premier temps aux secteurs non rési-dentiels. Dans la seconde phase qui démarre en 2013, pour coïncider avec l’introduction du « Green Deal », le secteur résidentiel devient éligible au soutien tarifaire à long terme

16- Le système CET a remplacé les engagements d’efficacité énergé-tique, avec une plus grande attention portées sur les mesures d’économie d’énergie des ménages : notamment en matière d’isolation, et un volet destiné aux personnes les plus vulné-rables économiquement aux prix des carburants. Les économies d’énergie totales de imposées aux fournisseurs sur la durée du programme jusqu’en 2012 est de 293 millions de tonnes de CO

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17- Administré par l’Agence des carburants renouvelables, le système RFTO oblige les fournisseurs de combustibles fossiles à assurer un pourcentage déterminé de l’appro-visionnement en carburants routiers au Royaume-Uni à partir de combus-tibles renouvelables. La cible pour 2010-2011 était de 5 % en volume de carburants. Les fournisseurs peuvent acheter des obligations pour 30 pence/litre. L’obligation impose donc aux entreprises de présenter des rapports sur la teneur en carbone et la durabilité des biocarburants utilisés

18- Créée en vertu de la Loi sur le changement climatique, le programme CRC EES couvre les émis-sions par les entreprises et les orga-nismes publics qui ne sont pas soumis au système d’échange des émissions européens (ETS). Elle comprend des objectifs et une taxe carbone. Le CRC EES est complété par plusieurs autres politiques visant à promouvoir l’effica-cité énergétique dans les bâtiments résidentiels. Dans le budget de 2012, le législateur a signalé son intention de remplacer cette politique avec un système de taxe verte simple si le régime actuel ne peut être simplifié dans les prochains mois

19- http://news.hse.gov.uk/onr/2012/12/uk-regulators-confirm-acceptance-of-new-nuclear-reactor-design/

20- Selon une information diffusée par Le Figaro le 17 octobre 2013, http://www.lefigaro.fr/conjoncture/ 2013/10/17/20002-20131017ARTFIG 00589-edf-va-relancer-l-industrie-nucleaire-en-grande-bretagne.php

21- Les avis sont cependant partagés à propos de l’introduction d’un marché de capacité. Le gouvernement actuel de CDU et FDP n’adhère pas à l’idée de création d’un marché de capacité en Allemagne, par peur d’une augmen-tation du prix de l’électricité, même si le principe est débattu de manière intense au Parlement (compte-rendu d’une séance le 14 mars 2013). L’étude d’Agora « marché de capacité ou réserve stratégique » donne un aperçu des différents modèles évoqués dans le débat public et politique pour assurer l’approvisionnement énergétique en Allemagne, et décrit plusieurs modèles possibles pour un marché de capacité en Allemagne. Une étude de l’Université de Cologne, élaborée sur demande du Ministère fédéral de l’économie alle-mand, a analysé plusieurs modèles de structuration du marché de l’électricité en Allemagne. Les résultats de l’étude montrent qu’il ne peut pas être prouvé qu’un marché « energy only » ne puisse pas garantir la sécurité d’approvision-nement à lui seul. Les auteurs recom-mandent toutefois d’introduire des mécanismes de capacité à partir de 2020.

22- « L’Espagne réforme une nouvelle fois son système énergétique », article Les Echos du 13 juillet 2013

23- OIE, note de conjoncture du 1er septembre 2011 : « Les prix de l’électri-cité en Espagne entre 2000 et 2011 : les leçons d’une descente aux enfers. »

24- Le laboratoire de recherche en économie de Oxford avait en particulier estimé qu’une augmentation de 50 % des prix du pétrole et du gaz aurait réduit le PIB du pays de 0,9 %

25- The Energy Efficiency Strategy: The Energy Efficiency Opportunity in the UK, Department of Energy and Climate Change, November 2012 https://www.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/65602/6927-energy-efficiency-stra-tegy-the-energy-efficiency.pdf

26- Statistics of Government revenues from UK oil and gas production, HM Revenue and Customs, August 2013 http://www.hmrc.gov.uk/statistics/prt/og-stats.pdf

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Les auteurs de l’étude tiennent particulièrement à remercier les collaborateurs et associés de Kurt Salmon pour leur patience et leur soutien constants, en particulier Sylvain Calmels, Elise Carrard, Hélène Chatrousse, Vincent Chaudel, Sandrine Catonne, Sandrine Chailley, Marie-Claire Daunis, Guillaume Kosman, Eric Labruyère, Philippe Menesplier et Amandine Solanet.

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