rapport d'information fait au nom de la mission d'information relative aux freins à la transition énergétique — : Rapport

SOMMAIRE

Pages

1. Synthèse des propositions
2. Introduction
3. I. quel paysage énergétique demain ? répondre aux besoins de planification
4. A. Il existe de très nombreux documents de planification
5. 1. Il existe de nombreux outils de planification à toutes les échelles (mondiale, européenne, nationale et locale)
6. a. L’Accord de Paris
7. b. Le cadre européen
8. i. La réforme du marché carbone
9. ii. Le paquet Une énergie propre pour tous les Européens est adopté
10. c. À l’échelle nationale, la planification repose sur la stratégie nationale bas-carbone (SNBC) et la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE)
11. d. À l’échelle territoriale
12. 2. Le suivi des différents outils n’est pas aisé
13. B. Il existe de nombreux scénarios réalisés par des institutionnels, des associations, des ONG et des scientifiques
14. II. notre mix de production doit relever d’une démarche ambitieuse et concertÉe
15. A. diversifier notre mix de production
16. B. quantifier et planifier
17. 1. Mieux quantifier les gisements disponibles
18. 2. S’appuyer sur la planification territoriale
19. 3. Réfléchir aux meilleurs usages pour chaque énergie
20. a. La nécessaire articulation des usages
21. b. La concurrence entre les usages : l’exemple de la biomasse et du biogaz
22. C. Lever les freins au développement des énergies renouvelables
23. 1. La politique française de soutien aux énergies renouvelables
24. a. Une diversité de dispositifs de soutien
25. i. les dispositifs de soutien à l’offre des filières
26. ii. les subventions d’exploitation au travers d’obligations d’achat et de mécanismes de compensation (EnR électriques et biogaz)
27. iii. les subventions à l’investissement (EnR thermiques)
28. iv. Les dispositifs fiscaux et plus particulièrement le crédit d’impôt pour la transition énergétique (CITE)
29. b. L’ampleur du soutien à apporter aux énergies renouvelables
30. c. Un dispositif de soutien contesté
31. 2. Des freins encore importants et spécifiques à chaque filière
32. a. L’éolien terrestre
33. i. Les principaux freins
34. ii. Les principales préconisations
35. b. L’éolien en mer
36. i. Les principaux freins
37. ii. Les principales préconisations
38. c. L’hydroélectricité
39. Les principaux freins identifiés sont les suivants :
40. d. Le photovoltaïque
41. e. Le solaire thermique
42. f. Les pompes à chaleur
43. g. La géothermie
44. h. La biomasse solide et les déchets urbains renouvelables
45. i. Le biogaz et le biométhane
46. j. Les biocarburants
47. 3. Une complémentarité essentielle entre les réseaux d’énergie
48. D. Permettre à L’hydrogène de jouer pleinement son rôle dans la transition
49. 1. Le vecteur hydrogène apporte de nouvelles solutions
50. 2. L’hydrogène permet de produire des carburants de synthèse
51. 3. Il est essentiel de ne pas rater le virage des technologies de piles à combustible
52. 4. Le développement de l’hydrogène peut être davantage encouragé
53. III. Le mix de consommation doit être précisément élaboré
54. A. lever les freins aux économies d’énergie dans le Secteur des Bâtiments résidentiels et tertiaires
55. 1. Plusieurs textes européens, récemment renforcés, sont en vigueur dans le secteur du bâtiment
56. 2. Les ambitions de la planification nationale paraissent difficiles à atteindre
57. a. L’objectif de parvenir rapidement à des résultats significatifs
58. b. Des opérations de rénovation sont bien menées dans le secteur résidentiel mais leurs effets sont insuffisants.
59. 3. Un meilleur suivi doit être organisé
60. 4. Des outils perfectibles et complexes
61. 5. Mieux conseiller les particuliers
62. 6. Le chauffage
63. 7. l’État exemplaire ?
64. B. Lever les freins à une mobilité durable
65. 1. Le véhicule particulier
66. a. Le véhicule électrique (batteries), incontournable pour certains usages
67. b. Le véhicule à hydrogène (piles à combustible)
68. c. Le véhicule roulant au GPL, GNV ou bio-GNV
69. d. Les véhicules roulant aux biocarburants
70. 2. Le transport routier de marchandises
71. 3. Relancer le fret ferroviaire
72. 4. Le transport de marchandises par la voie fluviale
73. 5. Le transport maritime international prend des premières mesures contraignantes en 2018
74. 6. Le vent est-il en train de tourner pour le transport aérien international ?
75. a. Un acteur incontournable de la transition énergétique qui ne s’engage pas résolument sur des mesures contraignantes
76. b. Une prise de conscience accélérée des gouvernements, poussés par l’opinion publique
77. C. l’industrie
78. 1. L’industrie a baissé fortement sa consommation d’énergie mais il reste des gisements d’efficacité énergétique importants
79. a. Des gisements d’efficacité énergétique encore importants
80. b. Lever les freins aux économies d’énergie dans l’industrie
81. 2. L’industrie doit pouvoir effectuer d’importantes substitutions d’énergie
82. a. Le recours aux énergies fossiles les plus polluantes doit continuer à baisser
83. b. La compétitivité de notre secteur industriel ne doit pas pour autant être obérée
84. c. Les grands groupes industriels, notamment du monde de l’énergie, ont un rôle crucial à jouer
85. D. la fiscalité doit être un levier pour décarboner notre modèle économique et être réorientée pour sortir, à terme, d’une fiscalité axée sur le pétrole
86. 1. Le manque de lisibilité de la fiscalité freine la transition énergétique
87. 2. Reprendre le rééquilibrage de la fiscalité dans le domaine des transports
88. IV. organiser cette transition : Impliquer et unir tous les acteurs, du particulier à l’État, et s’appuyer sur les succès des collectivités territoriales
89. A. impliquer davantage les citoyens
90. 1. L’information du citoyen
91. 2. La consultation des citoyens
92. 3. La participation des citoyens
93. a. Le financement participatif
94. b. L’autoconsommation
95. c. La gestion active de la demande
96. 4. L’accompagnement des citoyens
97. B. S’appuyer sur les succès des collectivités terRitoriales
98. C. renforcer le rôle du Parlement
99. 1. Lui permettre de fixer les grandes orientations
100. 2. Lui permettre d’être en mesure de mieux évaluer la politique énergétique nationale
101. Conclusion
102. TRAVAUX DE LA MISSION
103. Annexe n° 1 : glossaire
104. Annexe n° 2 : liste des personnes auditionnées
105. Déplacements de la mission
106. Annexe n° 3: RAPPORT DE SYNTHÈSE DE LA CONSULTATION NUMÉRIQUE DE L’ASSEMBLÉE NATIONALE
107. RAPPORT DE SYNTHÈSE
108. SOMMAIRE
109. INTRODUCTION
110. ÉVALUATION STATISTIQUE DE LA PARTICIPATION
111. Les plus de 50 ans ont constitué la majorité des participants.
112. Les retraités et les salariés du secteur privé ont été - de loin - les deux catégories les plus nombreuses et les plus actives sur la plateforme.
113. Les Parisiens quatre fois plus représentés que leur part dans la population.
114. MÉTHODOLOGIE D’ANALYSE DES CONTRIBUTIONS
115. 21 PROPOSITIONS POUR RÉUSSIR LA TRANSITION
116. 785 participants
117. Classification Hiérarchique Descendante pour le débat 1
118. 530 participants
119. Classification Hiérarchique Descendante pour le débat 2
120. 507 participants
121. Classification Hiérarchique Descendante pour le débat 3
122. Classification Hiérarchique Descendante pour le débat 4
123. 12/ Encourager les énergies choisies et produites localement
124. Débat 5 - Quels sont les freins relatifs au changement des pratiques ?
125. 424 participants
126. Classification Hiérarchique Descendante pour le débat 5
127. 13/ Démocratiser le télétravail comme alternative aux déplacement
128. 15/ Exiger l’engagement des élus sur l’urgence climatique
129. Débat 6 - Quelles mesures économiques et fiscales pour favoriser la transition énergétique ?
130. 570 participants
131. Classification Hiérarchique Descendante pour le débat 6
132. 18/ Rendre moins avantageuse la consommation de produits importés
133. Débat 7 - Quelle vision et quelle organisation pour une transition énergétique réussie ?
134. 480 participants
135. Classification Hiérarchique descendante pour le débat 7
136. 19/ S’accorder sur l’ampleur du chemin à parcourir en France
137. 21/ Concentrer les efforts sur la baisse du CO2
138. CONCLUSION

Synthèse des propositions

Proposition n° 1 : Mieux articuler les planifications européennes, nationales et territoriales

– Assurer la stabilité de la vision des politiques publiques selon une logique de long terme tournée vers la sobriété et l’efficacité ;

– Assurer une planification plus opérationnelle des objectifs et des moyens de les atteindre ;

– Diffuser et vulgariser les éléments clés de la planification auprès d’un large public ;

– Mieux analyser, dans la planification nationale en particulier, les enjeux européens ;

– Articuler les documents de planification et leurs leviers d’action, notamment budgétaires et fiscaux ;

– Mieux articuler les SRADDET avec les objectifs nationaux et anticiper, dès leur élaboration, la nécessité d’atteindre, à travers l’ensemble des SRADDET, les ambitions fixées au niveau national ;

– Accélérer l’élaboration des PCAET et prévoir un dispositif d’articulation des PCAET avec les SRADDET et la PPE ;

– Compte tenu de l’expérience de l’évaluation des SRCAE, s’assurer dès à présent de disposer des outils de mesure, d’analyse et de rapportage partagés des résultats territoriaux, dans un cadre harmonisé et sur la base de relevés réguliers ;

– Valider régulièrement l’atteinte d’objectifs intermédiaires, nationaux mais également territoriaux ;

– Améliorer la prise en compte, par la PPE, des documents de planification territoriaux.

Proposition n° 2 : Assurer le financement nécessaire au déploiement du plan hydrogène

– Relever les financements au niveau annoncé afin de garantir la visibilité essentielle à la filière et aux chercheurs et pérenniser ce soutien financier sur les cinq prochaines années.

Proposition n° 3 : Donner de la visibilité aux principaux scénarios de la transition énergétique

Proposition n° 4 : Donner davantage de moyens humains à l’Ademe

– Augmenter les effectifs de l’Ademe.

Proposition n° 5 : Mieux quantifier les gisements d’énergies renouvelables disponibles

– Les estimations doivent être moins disparates et mieux coordonnées, accompagnées de documents synthétiques à destination des élus pour éclairer les choix politiques ;

– Estimer, dans la PPE, en plus du potentiel technique, le potentiel réel de chaque énergie ;

– Pour chaque énergie, estimer le potentiel de production par région ;

– Accélérer l’élaboration et assurer la coordination nationale des schémas régionaux biomasse ;

– Expliciter, en annexe de la PPE, les hypothèses retenues pour le calcul des potentiels de gisements ;

– Réévaluer le gisement de biomasse dans une perspective de neutralité carbone et mieux expliciter les hypothèses retenues.

Proposition n° 6 : Mieux planifier le mix de production au niveau territorial

– Valoriser davantage le potentiel d’énergies renouvelables dans les documents d’urbanisme ;

– Évaluer l’opportunité de rendre concomitants les schémas régionaux de raccordement au réseau des énergies renouvelables (S3REnR) et les SRADDET ;

– Inciter toutes les régions à adopter leur propre plan de développement de l’hydrogène.

Proposition n° 7 : Mieux articuler les différents niveaux de planification pour les EnR

– Consulter les parties prenantes sur l’opportunité de fixer, dans la PPE, des objectifs de production d’énergies renouvelables par région ;

– Régionaliser une partie des appels d’offres, à budget constant.

Proposition n° 8 : Généraliser les cartographies de flux d’énergies et de matières pour une « industrie circulaire »

– Inciter les collectivités à élaborer une cartographie des flux d’énergies et de matières.

Proposition n° 9 : Mieux maîtriser l’articulation des usages d’une même source d’énergie

– S’interroger davantage, dans les documents de planification, sur l’articulation des usages possibles d’une même source d’énergie. Par exemple, le développement d’un vecteur gaz décarboné suppose une réaffectation radicale du rôle du gaz dans la structure d’énergie finale, aujourd’hui dominé par les usages thermiques, résidentiel et tertiaire.

Proposition n° 10 : Intégrer davantage les enjeux environnementaux et de faisabilité (impact paysager, co-visibilité) et anticiper les problématiques liées aux conflits d’usages (circulation aérienne, radars météorologiques et d’aviation) dans la planification territoriale des projets éoliens

– Améliorer la planification territoriale des projets éoliens afin d’éviter le mitage du territoire ou, a contrario, la densification excessive de parcs ;

– Mettre en place un réseau de conseillers éoliens afin d’aider les collectivités territoriales à mieux intégrer les projets éoliens dans leurs dynamiques territoriales ;

– Promouvoir encore davantage les systèmes qui réduisent les effets sonores et visuels des éoliennes, comme le balisage circonstancié ;

– Réaliser des études pour connaître l’impact de l’augmentation de la distance aux habitations sur la taille du gisement éolien.

Proposition n° 11 : Soutenir davantage l’éolien flottant et améliorer l’acceptabilité sociale de l’éolien posé

– Revoir à la hausse les objectifs de développement de l’éolien posé et de l’éolien flottant dans le projet de PPE ;

– Évaluer le coût de la mise en place d’une approche de gré à gré pour les projets d’éolien flottant ;

– Mettre en place un bonus participatif dans les appels d’offres portant sur l’éolien en mer.

Proposition n° 12 : Conférer à l’hydroélectricité un rôle de premier plan dans la transition énergétique

– S’opposer à l’ouverture à la concurrence des concessions hydroélectriques ;

– Revaloriser l’avis scientifique fondé sur une expertise neutre et revoir l’ensemble des classements de cours d’eaux à la lumière d’une expertise contradictoire et intégrant les connaissances les plus récentes ;

– Mieux prendre en compte l’hydraulique et l’hydroélectricité dans les projets de recherche, notamment au niveau européen ;

– Mettre en place un dispositif permettant la rémunération, à leur juste valeur, des services rendus au système électrique par les stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) ;

– Examiner l’opportunité d’élargir le champ des modifications sur les aménagements existants donnant lieu à une simple modification de l’autorisation environnementale (pour les installations autorisées).

Proposition n° 13 : Favoriser les projets photovoltaïques, notamment dans le nord de la France

– Assurer une visibilité suffisante à la filière au-delà de juin 2019 ;

– Établir une doctrine commune pour l’ensemble des services instructeurs ;

– Réfléchir à l’opportunité de régionaliser les appels d’offres, à budget constant ;

– Modifier les critères des appels d’offres en mettant davantage en avant celui de la pertinence environnementale, notamment le caractère dégradé des sols sur lesquels sont installées les centrales ;

– Prendre en compte les conditions d’extraction des différents matériaux composant les modules dans la notation environnementale des appels d’offres ;

– Relever le seuil des appels d’offres à 500 kW pour favoriser les petits projets, notamment dans le monde agricole.

Proposition n° 14 : Mettre fin au ralentissement de la filière solaire thermique

– Communiquer davantage sur les atouts du solaire thermique ;

– Mettre rapidement en place les mesures du plan « Place au soleil ».

Proposition n° 15 : Développer massivement les pompes à chaleur dont le coefficient de performance est le plus important

– Accroître les soutiens aux PAC géothermiques et pérenniser les soutiens aux PAC air/eau dont les COP sont relativement élevés ;

– Mettre en place une nouvelle réglementation thermique qui soit à même d’avoir un véritable impact sur le développement de la filière.

Proposition n° 16 : Mieux valoriser la géothermie profonde

Proposition n° 17 : Mieux soutenir les projets de chaleur renouvelable, notamment ceux portant sur les combustibles solides de récupération

– Améliorer la valorisation de la chaleur fatale des unités de traitement des déchets ménagers ;

– Reconduire l’appel à projets sur les combustibles solides de récupération de l’Ademe.

Proposition n° 18 : Revoir les ambitions à la hausse en matière de méthanisation

– Confirmer la cible de biogaz injecté (8 TWh par an en 2023) contenue dans la précédente PPE ;

– Prévoir une plus grande progressivité dans la baisse des coûts de la filière ;

– Ne pas fixer un seuil trop bas pour les appels d’offres : les projets de petite taille ont besoin de visibilité, avec un guichet unique ;

– Examiner l’opportunité d’annualiser le calcul de la capacité maximale de production de biométhane ;

– Mettre en place un « marché d’intrants de la biomasse » grâce à des plateformes digitales au niveau régional ou départemental.

Proposition n° 19 : Permettre aux réseaux de jouer pleinement leur rôle dans la transition énergétique

– Modifier la réglementation pour permettre aux producteurs de se raccorder plus rapidement au réseau, quitte à ce que le raccordement soit sous-dimensionné ;

– Élargir, à terme, les aides du FACÉ au soutien à la transition énergétique en milieu rural ;

– Soutenir le développement des réseaux de chaleur en imposant le raccordement des bâtiments publics de l’État aux réseaux de chaleur vertueux, lorsqu’il en existe à proximité.

Proposition n° 20 : Permettre à l’hydrogène de jouer pleinement son rôle dans la transition énergétique

– Permettre le financement d’un nombre limité de projets de production et de stockage de méthane de synthèse par des appels d’offres avec complément de rémunération ;

– Traiter le sujet « hydrogène » de manière transversale au sein du Conseil national de l’industrie ;

– Définir l’hydrogène bas carbone et l’hydrogène renouvelable dans le code de l’énergie et examiner l’opportunité de mettre en place un soutien public par appel d’offres concurrentiel ;

– Mettre en place un grand plan pluriannuel pour l’hydrogène en matière de recherche, via l’Agence nationale de la recherche (ANR).

Proposition n° 21 : Mieux définir et accompagner les rénovations de logements

– Disposer d’un outil de suivi partagé des rénovations et de leur qualité énergétique. Le rendre accessible aux acteurs impliqués (l’Etat, les collectivités territoriales, les professionnels du bâtiment, les particuliers) ;

– Valider régulièrement l’atteinte d’objectifs intermédiaires, annuels ou bisannuels ;

– Mieux former les architectes et préciser leur rôle de conseil en matière de transition énergétique ;

– Harmoniser et clarifier la mise en œuvre du service public de la performance énergétique de l’habitat (SPPEH), clarifier le financement de ce service public à un niveau conforme à son ambition ;

– Diffuser davantage l’information aux ménages, non seulement sur les aides qu’ils peuvent percevoir, mais également sur les bonnes pratiques, les résultats à attendre et les pièges à éviter ;

– Mieux prendre en compte la situation des locataires en situation de précarité énergétique dans les plans de rénovation des bâtiments ;

– Clarifier dès à présent la réforme qui permettra la transformation du CITE en prime en 2020, l’incertitude étant préjudiciable aux investissements ;

– Aider plus spécifiquement les pompes à chaleur géothermiques.

Proposition n° 22 : Engager résolument la transition dans le secteur tertiaire

– Mettre en œuvre rapidement les obligations s’imposant à l’État et aux collectivités territoriales s’agissant de l’efficacité énergétique du parc tertiaire.

Proposition n° 23 : Développer les véhicules particuliers à faibles émissions

– Préparer le recyclage et la seconde vie des batteries en définissant dès à présent des critères exigeants, par exemple en termes de performance du recyclage ;

– Développer les services au système électrique rendus par les véhicules électriques et encourager les constructeurs à produire davantage de véhicules flex fuel ;

– Soutenir l’industrialisation de solutions de production de bio-GPL à partir de biomasse ;

– Instaurer une prime pour les personnes qui ne changeraient pas de voiture, mais installeraient un boîtier E85 ;

– Développer les carburants de synthèse.

Proposition n° 24 : Mieux maîtriser la trajectoire du transport routier de marchandises

– Assurer, en concertation avec les professionnels du secteur, le caractère réaliste des hypothèses relatives aux motorisations alternatives en 2050 ;

– Organiser le travail en commun des transporteurs routiers, ferroviaires et fluviaux pour un essor rapide du mode combiné.

Proposition n° 25 : Donner toute sa place au fret ferroviaire

– Mener une politique d’investissement volontariste pour remettre à niveau les voies de service ;

– Anticiper systématiquement le développement du fret ferroviaire dans la planification des aménagements urbains et les grands projets ;

– Accélérer l’électrification du rail ;

– Développer la multi modalité des équipements et des infrastructures, en particulier dans les ports.

Proposition n° 26 : Donner toute sa place au transport fluvial de marchandises

– Mettre en œuvre une stratégie concertée de déploiement du transport fluvial de marchandises ;

– Mener, en concertation avec les acteurs du secteur, une politique volontariste de développement de carburants alternatifs ;

- Planifier le déploiement des réseaux de stations d’avitaillement à destination du transport fluvial et développer la multimodalité de ces stations ;

- Préserver plus systématiquement les bords à voie d’eau au bénéfice du transport fluvial.

Proposition n° 27 : Appuyer la transition énergétique du transport maritime de marchandises

– S’assurer que la teneur en soufre des carburants utilisés soit bien conforme à la réglementation et n’excède pas 0,50 % d’ici au 1er janvier 2020 ;

– S’assurer du respect de la réglementation applicable au rapportage des mesures des émissions de CO2 dans le cadre du règlement (UE) n° 2015/757 du 29 avril 2015, à compter du 1er janvier 2019 ;

– Mettre en œuvre, à court terme, la limitation de la vitesse autorisée, qui impacte directement la consommation des navires ;

– Poursuivre résolument les travaux menés dans le cadre de l’OMI pour la taxation du fioul lourd ;

– Poursuivre, en concertation avec les acteurs du secteur, une politique volontariste de développement de carburants alternatifs, par l’implantation de stations d’avitaillement ;

– Accentuer l’appui à la filière hydrogène dans le maritime, dans le cadre d’une vision de court et moyen termes.

Proposition n° 28 : Accélérer la transition énergétique du transport aérien international

– Porter une attention soutenue aux enjeux liés à la ressource de biomasse dans le cadre du transport aérien ;

– Évaluer précisément et régulièrement la mise en œuvre de l’accord Corsia, en particulier s’agissant des actions de compensation qui seraient menées et pourraient avoir des effets néfastes sur la biodiversité et l’agriculture locale ;

– Engager des actions en vue de rationaliser l’usage de l’avion et promouvoir la sobriété de la demande de transport ;

– Appuyer la mise en œuvre, au niveau européen, d’une fiscalité sur le kérosène.

Proposition n° 29 : Soutenir les efforts d’efficacité énergétique dans l’industrie

– Élaborer des feuilles de route industrielles bas-carbone par filière dans le cadre du comité national de l’industrie (CNI) ;

– Remettre à plat l’ensemble des exonérations fiscales sur l’énergie pour les industriels et réduire certaines niches fiscales ;

– Conditionner l’octroi de l’exonération du tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE) à l’engagement de l’industriel dans un plan de performance énergétique ;

– Mettre en place un dispositif de sur-amortissement pour l’acquisition de matériels destinés à économiser l’énergie.

Proposition n° 30 : Prendre davantage en compte l’empreinte carbone de la France dans l’élaboration des politiques publiques, notamment industrielles

Proposition n° 31 : Assurer la lisibilité de la fiscalité applicable en matière de transition énergétique

– Assurer la stabilité des dispositifs fiscaux ;

– Anticiper la réorientation de notre fiscalité dans le cadre de la décarbonation de nos activités.

Proposition n° 32 : Poursuivre le rééquilibrage de la fiscalité des transports

– Reprendre la trajectoire de la taxe carbone avec des mesures d’accompagnement adaptées ;

– Alourdir parallèlement la fiscalité pesant sur le fioul lourd et le kérosène.

Proposition n° 33 : Encourager le financement participatif

– Introduire davantage de progressivité dans le bonus et le malus participatif des appels d’offres de la CRE ;

– Privilégier une approche intégrant les collectivités, les développeurs et les citoyens, en amont, dès les premières phases de réflexion.

Proposition n° 34 : Lever les freins au développement de l’autoconsommation

– Davantage réfléchir à l’optimisation du couplage entre la production d’énergie et son usage ;

– Mener à bien le travail de simplification engagé par les gestionnaires de réseaux ;

– Préserver la péréquation tarifaire.

Proposition n° 35 : Promouvoir une gestion active de la demande

– Encourager les fournisseurs à mettre en place des offres incitant à la flexibilité, en s’appuyant sur les potentialités nouvelles offertes par les compteurs communicants.

Proposition n° 36 : Accompagner davantage les citoyens dans la transition énergétique

– Diffuser les scénarios d’avenir ainsi que les connaissances relatives à l’énergie et rendre accessible une vision du futur dans laquelle les citoyens peuvent se projeter ;

– Éduquer les enfants au développement durable et à la transition énergétique ;

– Élaborer un plan de programmation des emplois et des compétences qui soit suffisamment ambitieux ; réfléchir, dans le cadre de la prochaine grande agence France Compétences, à un critère distinctif et lisible qui serait apposé à toute formation utile à la transition énergétique.

Proposition n° 37 : Poursuivre la dynamique des contrats de transition écologique

– Évaluer la mise en œuvre des premiers contrats de transition écologique, afin d’en tirer un retour d’expérience profitable pour les contrats à venir ;

– Valoriser la transition énergétique auprès des territoires comme un levier d’attractivité et de développement économique.

Proposition n° 38 : Promouvoir les projets territoriaux au-delà des seuls projets labellisés

– Accroître la communication autour des succès des collectivités, précurseurs d’un futur dans lequel se projeter.

Proposition n° 39 : Assurer la prise en compte des retours d’expérience des collectivités territoriales qui ont mis en œuvre leur transition

Proposition n° 40 : Renforcer le rôle du Parlement

– Permettre au Parlement de voter sur les principaux éléments de programmation contenus dans la PPE ;

– Permettre au Parlement d’être en mesure de disposer, au moment du vote de la loi de finances, d’un document budgétaire retraçant précisément la dynamique d’évolution des charges du fait des engagements passés ou nouveaux en matière d’EnR ;

– Inscrire, dans les missions du Haut Conseil pour le climat, la remise et la présentation d’un rapport annuel au Parlement ; le Gouvernement devrait, à l’image de ce qui est prévu en Grande-Bretagne, rendre compte devant le Parlement du suivi des recommandations et de l’évaluation réalisée par ce Haut Conseil.

Introduction

Les défis posés à nos sociétés par les enjeux des changements climatiques sont inédits et sont appelés à affecter, dans un avenir proche, toutes les composantes de nos vies. La transition énergétique pour permettre de contenir l’élévation des températures à un niveau tolérable est impérative, tous s’accordent sur ce point. Une transition peut se définir par trois éléments : pourquoi changer ? Pour quoi changer et où allons-nous ? Et comment nous y rendre ?

La transition énergétique fait l’objet de nombreux travaux, du niveau mondial jusqu’à l’échelle territoriale, des planifications sont définies et des scénarios conceptualisés. Toutefois, force est de constater que nombre des finalités de cette transition peinent toujours à « embarquer » l’ensemble des sociétés. Or, l’urgence est bien là, le décrochage par rapport aux objectifs que nous nous sommes fixé demeure bien tangible (+7 % d’émissions de GES globales par rapport à l’objectif 2017).

Votre rapporteur a souhaité centrer les travaux de la présente mission d’information, décidée par la Conférence des présidents le 19 juin 2018, non seulement sur l’identification des très nombreux freins à la transition énergétique mais surtout sur les moyens de les lever.

Pourquoi changer, la réponse apparaît clairement au regard de l’accumulation des preuves des changements climatiques. La mesure de nos émissions doit nous pousser à agir. La France ne respecte pas son premier budget carbone et l’on sait que plus le plafond des émissions tarde à être atteint, plus les mesures de réduction devront être décisives, pour ne pas dire brutales.

L’Accord de Paris a marqué un tournant qui tarde à être concrétisé. Les engagements nationaux déposés par les États parties nous acheminent, à ce jour, vers une augmentation de la température de l’ordre de 3 °C, alors que l’Accord de Paris se fixe comme objectif, en son article 2, de contenir « l’élévation de la température moyenne de la planète nettement en dessous de 2 °C par rapport aux niveaux préindustriels » et de poursuivre l’action pour limiter cette élévation à 1,5 °C.

Le niveau actuel du réchauffement a déjà atteint 0,85 °C. Les parties doivent parvenir au plafonnement de leurs émissions de gaz à effet de serre dans les meilleurs délais (article 4) et l’objectif est posé de parvenir à un équilibre, dans la seconde moitié du siècle, entre les émissions de gaz à effet de serre par les différentes sources et leur absorption par les puits de gaz à effet de serre : l’objectif est la neutralité carbone.

L’ambition française a été récemment renforcée par le plan climat présenté le 6 juillet 2017 qui définit un objectif de neutralité carbone en 2050. Cette décarbonation est guidée par un impératif environnemental ainsi que par la nécessité d’accroître notre indépendance énergétique.

Pour quoi changer ? Quels seront nos mix de production et de consommation demain ? Ces questions demeurent aujourd’hui difficiles à analyser, c’était tout l’enjeu de la présente mission d’information. Quant à définir les moyens concrets de la transition, beaucoup reste à faire.

Votre rapporteur a acquis la conviction que les questions énergétiques ne doivent pas rester affaires de spécialistes, cantonnés aux scientifiques, mais doivent être rapidement appropriées par les citoyens. La transition énergétique dans laquelle nous nous sommes engagés va, en trente ans, en une génération, totalement changer nos modes de vie, notre habitat et la façon de nous chauffer, celle de nous déplacer ainsi que nos méthodes de travail. Pour réussir une telle révolution, il faut y associer toute la Nation. Chacun doit comprendre pourquoi il le fait, se projeter dans ce nouveau monde, qui sera très différent, et identifier les chemins qui vont nous y conduire.

L’objectif d’une réduction de la part du nucléaire à 50 % dans le mix électrique d’ici 2035, tel qu’il est formulé dans le projet de loi relatif à l’énergie et au climat, étant posé, l’ambition de la mission a été de s’attacher à identifier les moyens de parvenir à la décarbonation de notre mix énergétique de production et de consommation : comment sortir des énergies fossiles et quelles énergies leur substituer ? La sortie des énergies fossiles, qui devrait figurer au premier rang des priorités, n’apparaît pas de façon très lisible dans nos politiques énergétiques.

Votre rapporteur souhaite en préambule souligner qu’il a pu rencontrer, au cours de ses travaux, nombre de personnalités inspirantes et d’exemples de transitions avancées, qui constitueront des références pour tous. Certains de nos territoires ont eu le courage de se lancer dans des politiques ambitieuses qui méritent d’être mises en valeur. D’une manière générale, l’on peut sans doute regretter que les énergies ne circulent pas mieux entre les échelons territoriaux et national. Des lacunes dans la gouvernance ont été identifiées.

La tendance lourde, dans nos débats, à glisser très rapidement de la transition énergétique au mix électrique est par trop réductrice. Votre rapporteur n’a ainsi cessé de rappeler que la question du nucléaire n’épuise pas, tant s’en faut, le débat de la transition énergétique. Personne ne remet par ailleurs en cause le fait que l’énergie nucléaire soit décarbonée, c’est un fait. Une autre question est celle de ses externalités environnementales.

Les grands équilibres de notre mix de production et de consommation actuels doivent être rappelés dès à présent. L’électricité ne couvre pas 30 % de notre consommation d’énergie. Ainsi, une focalisation sur le mix électrique et le débat nucléaire manquerait l’autre question centrale dont a souhaité traiter la mission, qui est celle de la sortie des énergies fossiles dans l’ensemble de notre consommation énergétique. Votre rapporteur souligne qu’il n’est pas question pour autant de raisonner en silo, ce qui n’est ni possible, ni souhaitable.

Ainsi, notre mix de consommation d’énergie est le suivant :

Source : connaissance des énergies

Notre consommation finale énergétique était donc en 2015 à plus de 67,5 % d’origine fossile et c’est sur cette part que la mission a concentré ses efforts.

Les travaux de la mission d’information ont abordé sept grandes thématiques : les freins liés à l’absence de vision de ce que sera l’avenir de la production et de la consommation d’énergie, le développement des énergies renouvelables, la mobilité, les économies d’énergie, l’évolution future des grands groupes énergétiques et industriels, la fiscalité et les financements et, enfin, le rôle primordial des territoires. La présente mission n’a pas traité l’ensemble des sujets liés aux émissions de gaz à effet de serre dans l’agriculture, pour se concentrer sur les questions liées à la sortie des énergies fossiles, telles que les carburants, la méthanisation et la gestion des sols agricoles.

La diversité et le nombre des acteurs impliqués ont nécessité, très rapidement après la première audition de septembre, de travailler sous forme de tables rondes thématiques réunissant 5 acteurs en moyenne. Au nombre de 27, organisées entre octobre et mai, elles ont permis de recevoir une centaine d’acteurs (institutionnels, associations, industriels et fédérations, collectivités territoriales, universitaires), certains étant venus apporter leur expertise à plusieurs reprises, tels que l’Ademe.

Toutefois, l’ensemble des personnes intéressées ne pouvait être entendu par la mission d’information et, en particulier, le regard des citoyens sur la question devait être analysé. La mission d’information a donc décidé, avant même le lancement du grand débat, d’organiser une consultation citoyenne sur les freins à la transition énergétique. Elle a connu un beau succès pour ce type d’initiative, avec près de 5 300 contributions et de 20 800 votes. Organisée autour des sept grands thèmes de travail de la mission, elle a permis de collecter des analyses fouillées et souvent très intéressantes, qui seront développées dans le présent rapport.

La mission d’information a pu auditionner M. François de Rugy, ministre d’État, ministre de la transition écologique et solidaire et Mme Emmanuelle Wargon, secrétaire d’État auprès du ministre d’État, pour clôturer ses travaux, ce dont elle se félicite.

La mission d’information a pu, au cours de ses déplacements en France ou à l’étranger, confronter au réel les informations collectées. Elle a pu mieux appréhender des solutions concrètes, et, s’agissant des déplacements au Danemark et en Allemagne, plusieurs de nos atouts que nous ne devrions pas sous-estimer. L’hydroélectricité et la robustesse de nos réseaux constituent ainsi des éléments fondamentaux que nous ne devons pas laisser affaiblir. L’hydroélectricité et le nucléaire relèvent, selon votre rapporteur, d’une même logique de souveraineté nationale et doivent être traités comme tels.

Votre rapporteur souligne que le défi de la transition énergétique à l’œuvre impose, par son ampleur et son caractère vital, une véritable planification qui sera menée par la puissance publique sur plusieurs décennies. Comme le soulignait justement M. François de Rugy, ministre d’État, ministre de la transition écologique et solidaire, l’intérêt général doit primer sur les intérêts particuliers en matière d’énergie.

« Embarquer » l’ensemble de la société dans cette transition est impératif et il convient de vulgariser et transmettre la connaissance de l’énergie. La transition énergétique est bien l’affaire de tous, elle touche tous les secteurs d’activité. Elle implique, au premier chef, les élus de la Nation qui doivent pouvoir mieux appréhender ce champ de la régulation et ne peuvent pas être tenus plus longtemps à l’écart de la prise de décision. L’examen de la SNBC et de la PPE par le Parlement constitue une étape indispensable. Votre rapporteur souligne également à cet égard la déception que constitue le champ retenu pour le projet de loi relatif à l’énergie et au climat, qu’il conviendra d’enrichir au cours des débats.

I. quel paysage énergétique demain ? répondre aux besoins de planification

Notre niveau de consommation énergétique et notre dépendance énergétique sont souvent mal connus. Quelques éléments doivent être rappelés.

Selon les données publiées par le ministère de la transition écologique et solidaire relatives au bilan énergétique de la France en 2017, le taux d’indépendance énergétique recule d’un demi-point en 2017, à 53 %. La « production primaire baisse en raison du repli de la production nucléaire et hydraulique, tandis que la consommation primaire est stable. Corrigée des variations climatiques, celle-ci croît légèrement, tirée par la hausse de la consommation finale de 1,5 %. Cette dernière augmente notamment dans les transports, malgré la baisse de la consommation de gazole, dans le tertiaire et dans le résidentiel, à climat constant. En revanche, elle continue à baisser dans l’industrie. Les ménages, entreprises et administrations ont, au total, dépensé 154 milliards d’euros pour leur consommation d’énergie, dont 69 milliards d’euros correspondent à la rémunération d’activités nationales, 50 milliards d’euros aux taxes et 35 milliards d’euros aux importations nettes de produits énergétiques. L’énergie représente 8,5 % du budget des ménages. Cette part augmente de 0,2 point en 2017, en raison principalement de la hausse des prix des carburants. » ([2])

A. Il existe de très nombreux documents de planification

L’appropriation de la transition passe nécessairement par celle des scénarios qui permettent de se projeter dans l’avenir et de dessiner les voies pour parvenir à concrétiser les changements.

1. Il existe de nombreux outils de planification à toutes les échelles (mondiale, européenne, nationale et locale)

a. L’Accord de Paris

À l’échelle mondiale, le protocole de Kyoto, adopté en 1997 et entré en vigueur en 2005, engageait les pays industrialisés à réduire leurs émissions de gaz à effet de serre de 5 % entre 1990 et 2012 ([3]). À Copenhague, lors de la convention des parties de 2009 (COP 15), les États parties, échouant à s’accorder sur un accord international global qui prendrait la suite du protocole de Kyoto, ont pris note d’un accord négocié par une trentaine de parties, ayant fixé comme objectif la limitation de l’augmentation des températures globales moyennes à +2 °C. Toutefois, cet accord n’emporte pas de contrainte juridique ni d’objectifs chiffrés en matière de réduction des émissions.

L’Accord de Paris ([4]), entré en vigueur le 4 novembre 2016, donne un objectif à atteindre : les États parties ont pour objectif de contenir « l’élévation de la température moyenne de la planète nettement en dessous de 2 °C par rapport aux niveaux préindustriels et en poursuivant l’action menée pour limiter l’élévation de la température à 1,5 °C par rapport aux niveaux préindustriels » (article 2). Son article 4 fixe l’objectif de parvenir à un équilibre, dans la seconde moitié du siècle, entre les émissions de gaz à effet de serre par les différentes sources et leur absorption par les puits de gaz à effet de serre (neutralité carbone, adoptée depuis au niveau français par le plan climat).

Il pose le cadre des engagements des États parties, définis dans les contributions nationales communiquées aux Nations Unies, présentant les engagements nationaux et leurs effets dans le cadre d’une comptabilisation harmonisée, régulièrement remis à niveau et dont le niveau d’ambition ne peut que croître avec le temps. L’accord fixe également les règles générales d’équité et du « principe des responsabilités communes mais différenciées et des capacités respectives, eu égard aux différentes situations nationales. »

b. Le cadre européen

Dès les années 1950, avec la Communauté européenne du charbon et de l’acier (CECA), en 1952, puis la Communauté européenne de l’énergie atomique (Euratom), en 1958, l’énergie a été un vecteur privilégié de la construction européenne. Dès l’origine, l’indépendance énergétique figure donc au rang des priorités de l’Union, qui dépense aujourd’hui 350 milliards d’euros chaque année en importations d’énergies (elle est le premier importateur mondial), lesquelles reposent sur un nombre très limité de fournisseurs.

À l’échelle européenne, les objectifs contenus dans les plans climat successifs progressent, à un rythme toutefois insuffisant et nombre d’observateurs ont pu regretter le manque d’ambition de la contribution européenne dans le cadre de l’Accord de Paris.

L’Union de l’énergie repose sur 5 axes : sécurité énergétique, solidarité et confiance, pleine intégration du marché européen de l’énergie, efficacité énergétique comme moyen de modérer la demande, décarbonation de l’économie, recherche innovation et compétitivité.

Pour mémoire, les objectifs pour 2030, fixés par le Conseil européen des 23 et 24 octobre 2014 étaient les suivants :

– réduire de 40 % (base 2005) les émissions de gaz à effet de serre ; avec – 43 % pour les secteurs régis par système européen d’échange de quotas (EU emissions trading system – EU ETS), applicable à 14 000 installations électriques et industrielles des secteurs de l’énergie, de l’industrie lourde et de l’aviation intra-européenne, qui représentent près de 40 % des émissions de gaz à effet de serre et – 30 % pour les autres secteurs (agriculture, bâtiment, gestion des déchets et transports) ;

– atteindre une part de 27 % du mix énergétique pour les énergies renouvelables ;

– accroître l’efficacité énergétique de 27 % (baisse de la consommation d’énergie primaire par rapport aux projections pour 2030 de l’époque).

i. La réforme du marché carbone

Récemment réformé, le marché européen du carbone avait été institué en 2005 dans le cadre du protocole de Kyoto. Le marché du carbone aboutissait à un prix de 5 à 7 euros la tonne, le stock de quotas alloués étant trop élevé avec un effet dépressif sur le prix. Devant l’échec de ce mode de régulation, une réforme a été adoptée en février 2018 qui a consisté à :

– réduire le volume total des émissions de 2,2 % chaque année à partir de 2021 (contre 1,74 % auparavant) ;

– doubler les quotas excédentaires à placer dans la réserve de stabilité du marché entre 2019 et 2023, et limiter la durée de validité des quotas placés dans cette réserve ;

– prévoir que les secteurs les plus exposés aux risques de fuite de carbone continueront de recevoir 100 % de quotas gratuits, contre 30 % au maximum pour les secteurs moins exposés, avec élimination progressive pour ces derniers des quotas gratuits à partir de 2026. Les allocations gratuites doivent par ailleurs être mieux calibrées sur les niveaux de performance réels des entreprises. Elles seront pour partie réservées aux installations nouvelles et en pleine croissance ;

– soutenir les activités de démonstration de technologies innovantes et d’innovations, par le produit correspondant à la vente de 450 millions de quotas ([5]).

Le prix du carbone a atteint 25 euros en décembre 2018, progressant vers un signal-prix efficient.

Il convient de noter le lancement, en décembre 2017, du marché du carbone chinois. Au plan mondial, il convient de relever que 46 pays et 26 provinces ou villes ([6]) ont établi une politique de tarification du carbone au moyen de différents modes de taxation et de systèmes d’échange de quotas d’émission (SEQE). La mise en œuvre de ces mécanismes connaît une accélération rapide depuis 2017 ([7]).

ii. Le paquet Une énergie propre pour tous les Européens est adopté

Plusieurs évolutions marquées ont permis des avancées significatives, avec notamment la planification d’une ambition de long terme, par la présentation, le 28 novembre 2018, par la Commission européenne, de sa vision stratégique à long terme : Une planète propre pour tous ([8]).

L’année 2018 et le début de l’année 2019 sont également marqués pas des progrès importants en termes de réglementation européenne avec l’adoption des textes du paquet Une énergie propre pour tous les Européens. Votre rapporteur souligne que les transitions énergétiques des États membres sont intrinsèquement liées. On ne peut envisager le fort développement des EnR dans un État, sans analyser l’impact sur les réseaux qui lui sont connectés. Votre rapporteur souhaite souligner tout l’intérêt que revêtent les démarches très constructives engagées entre la France et l’Allemagne ([9]), avec la signature, le 22 janvier 2019, du traité d’Aix-la-Chapelle, notamment lorsque des États partent de situations initiales sensiblement différentes, portant des problématiques bien spécifiques. La construction des convergences au sein de l’Union doit être une priorité.

– Le règlement du 30 mai 2018 relatif aux réductions annuelles contraignantes des émissions de gaz à effet de serre par les États membres de 2021 à 2030 (règlement sur le partage de l’effort) a fixé, pour la France, pour les secteurs non soumis à l’EU ETS (agriculture, bâtiment, gestion des déchets et transports), un objectif de réduction des émissions de 37 % d’ici 2030 (base 2005).

– Le règlement relatif à l’utilisation des terres, au changement d’affectation des terres et à la foresterie (UTCATF) fixe les règles comptables concernant les émissions et les absorptions de gaz à effet de serre résultant de ces activités.

– Le volet relatif à l’efficacité énergétique a été réformé par la révision de la directive « efficacité énergétique » ([10]) et de la directive sur la « performance des bâtiments » ([11]). La directive « efficacité énergétique » vise à améliorer de 32,5 % l’efficacité énergétique de l’UE par rapport aux trajectoires actuelles (objectif non contraignant cependant). Les États membres devront réduire de 0,8 % leur consommation d’énergie finale annuelle, entre 2021 et 2030. Cet effort est réduit à 0,24 % pour Chypre et Malte. La directive impose aux États membres de réduire la précarité énergétique. La directive ne fixe pas d’objectifs par État membre.

La directive sur la performance des bâtiments repose sur des stratégies nationales à long terme de rénovation énergétique du parc de bâtiments à usage résidentiel et non résidentiel, d’ici à 2050. Les émissions des bâtiments devront être réduites de 80 à 95 % d’ici à 2050, par rapport à 1990, avec des jalons en 2030, 2040 et 2050 et des indicateurs permettant de mesurer la réalisation des objectifs d’efficacité énergétique. La directive encourage la rénovation « rentable » des bâtiments et introduit un « indicateur d’intelligence » pour les bâtiments.

– Le volet relatif aux énergies renouvelables ([12]) repose sur la révision de la directive sur l’énergie renouvelable, qui porte à 32 % la part des renouvelables dans la consommation énergétique européenne. La part des renouvelables devra être portée à au moins 14 % dans les transports. La part des agrocarburants de première génération reste plafonnée à 7 %. Celle des biocarburants avancés et du biogaz doit être d’au moins 1 % en 2025 et d’au moins 3,5 % en 2030. À partir de 2019, la part des biocarburants ayant un fort impact sur la déforestation, y compris l’huile de palme, devra diminuer progressivement. Pour atteindre ces objectifs, le texte cherche à renforcer la production d’électricité renouvelable en s’appuyant sur des dispositifs de soutien « orientés vers le marché ».

– Le volet relatif à la nouvelle organisation des marchés de l’électricité comporte le règlement ([13]) et la directive ([14]) sur le marché de l’électricité récemment adoptés, le règlement sur la réforme de l’agence de coopération des régulateurs de l’énergie (ACER) ([15]) et celui sur la préparation aux risques dans le marché de l’électricité ([16]).

Une entité européenne des gestionnaires de réseau de distribution est créée et le rôle des coordinateurs régionaux de la sécurité d’approvisionnement en électricité est renforcé. Les centres régionaux de coordination (tels que CORESO) remplacent les coordinateurs de sécurité régionaux existants (Regional Security Coordinators). Ils sont dotés de nouvelles missions d’analyse.

La réforme de l’ACER prévoit que la surveillance réglementaire des entités européennes est accrue, y compris pour le Réseau européen des gestionnaires de réseaux de transport d’électricité (REGRT-E) et l’entité de l’UE pour les gestionnaires de réseau de distribution (GRD UE). Les nouvelles dispositions renforcent le rôle de soutien de l’ACER aux agences de régulation nationales pour déterminer les cas de violation des obligations et en tant qu’arbitre en cas de désaccord entre différentes autorités de régulation nationales.

– La gouvernance reposera sur les plans nationaux intégrés énergie et climat (2021-2030) avec des rapports de progrès tous les deux ans et un contrôle par la Commission européenne.

Votre rapporteur observe que l’approche engagée dans la réforme du marché du carbone paraît devoir permettre à terme de peser sur les choix économiques. L’intégration de l’Union apparaît avancée dans le domaine de l’électricité, mais elle est davantage axée sur la sécurité que sur la lutte contre les changements climatiques.

L’Union ne s’est, malgré les avancées récentes, pas dotée d’une stratégie véritablement intégrée de sortie des énergies fossiles. Il apparaît que les enjeux climatiques et d’indépendance énergétique, et donc de réforme du mix de consommation pour sortir des énergies fossiles, ne sont pas totalement articulés.

c. À l’échelle nationale, la planification repose sur la stratégie nationale bas-carbone (SNBC) et la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE)

À l’échelle nationale, notre gouvernance actuelle a été définie par la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte (dite loi « LTECV » n° 2015-992 du 17 août 2015), qui fixe les principaux objectifs.

Le plan climat, présenté en juillet 2017, a posé dès avant la révision de la SNBC les jalons d’une politique de neutralité carbone d’ici à 2050.

Le tableau suivant résume les objectifs nationaux.

principaux objectifs de la transition bas-carbone en France

(en pourcentages)

(*) L’objectif climat pour 2050 est la neutralité carbone, soit un équilibre entre les émissions résiduelles et les puits de carbone naturels (écosystèmes) et artificiels (capture et séquestration du carbone)

(**) L’objectif de réduction de la part du nucléaire à 50 % de la production d’électricité portait initialement sur 2025, mais il est reporté à 2035 dans le cadre du projet de loi relatif à l’énergie et au climat.

Source : Évaluation de l’état d’avancement de la transition bas-carbone en France, IDDRI, octobre 2018.

Les graphiques suivants présentent les émissions de gaz à effet de serre dans l’Union européenne et en France en 2016, par secteur d’activité.

Hors Utilisation des terres, changement d’affectation des terres et foresterie (UTCATF)

Source : Chiffres clés du climat France, Europe et monde, édition 2019, Datalab, Commissariat général au développement durable.

La loi dispose des principales orientations, générales et sectorielles, et confie au pouvoir réglementaire le soin de préparer :

– la stratégie bas-carbone, dite stratégie nationale bas-carbone (SNBC), et les budgets carbone associés. La première SNBC a été adoptée en 2015, fixant l’objectif de réduire de 75 % les émissions GES d’ici 2050 par rapport à 1990 (le facteur 4). La stratégie fait l’objet d’un cycle complet de révision tous les cinq ans et le suivi de la stratégie repose des indicateurs régulièrement analysés et actualisés. La SNBC est en cours de révision ([17]). L’objectif est désormais la neutralité carbone en 2050 (ce principe peut être résumé comme le fait de ne pas émettre plus de gaz à effet de serre que notre territoire ne peut en absorber à travers notamment les forêts ou les sols). Le projet a été transmis à l’Autorité environnementale et a fait l’objet d’une consultation publique. La stratégie pose des recommandations transversales et sectorielles. Il convient de relever que la SNBC ne se cantonne pas à la réduction des émissions de GES domestiques. Il y est souligné également que « l’empreinte carbone des Français est estimée à 689 Mt CO2eq en 2016 et a augmenté de 16,4 % entre 1995 et 2010, avant de baisser légèrement de -2,7 % depuis. Les émissions associées aux importations n’ont cessé de croître depuis 1995, jusqu’à devenir plus élevées que les émissions du territoire hors exportations à partir de 2012 (les émissions affectées aux exportations ayant peu fluctué sur la période). » Les analyses démontrent que le premier budget-carbone (2015-2018) ne sera pas respecté et les écarts avec les budgets annuels indicatifs (ajustés provisoirement en 2018) sont estimés à 3 Mt CO2eq pour 2015, 13 Mt CO2eq pour 2016 et 31 Mt CO2eq pour 2017 ([18]). Le deuxième budget carbone doit être révisé en conséquence ;

– le plan national d’adaptation au changement climatique, est, de son côté, spécifiquement dédié à la politique française d’adaptation aux changements climatiques, l’autre versant des engagements pris par les États membres dans le cadre de la Convention-cadre des Nations Unies sur les changements climatiques. L’adaptation vise à limiter les impacts du changement climatique et les dommages associés. Les politiques publiques d’adaptation ont pour objectifs d’anticiper les impacts à attendre du changement climatique et de limiter leurs dégâts en intervenant sur les facteurs de risque, en particulier dans certaines zones telles que les littoraux (hausse du niveau des mers) ;

– la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) dans le domaine énergétique, qui doit être compatible avec la SNBC et les budgets-carbone ([19]). La PPE fixe les priorités d’actions des pouvoirs publics dans le domaine de l’énergie afin d’atteindre les objectifs de politique énergétique définis par la loi. L’ensemble des piliers de la politique énergétique et l’ensemble des énergies doivent être traités dans une même stratégie : maîtrise de la demande en énergie, maîtrise des coûts des énergies, promotion des énergies renouvelables, garantie de sécurité d’approvisionnement et indépendance énergétique. Le projet de nouvelle PPE, (portant sur les périodes 2019-2023 et 2024-2028), est un élément central de la planification, dont le Parlement n’est pas saisi, ce qui est profondément regrettable. Votre rapporteur souligne que la PPE manque d’une consolidation globale, les incertitudes et les hypothèses ne sont pas précisément analysées, les articulations entre les différents niveaux de planification insuffisamment traités et la forme de la synthèse rend difficiles les comparaisons avec la SNBC.

Le projet de loi relatif à l’énergie et au climat traduit, au plan législatif, en son article 2, la création du Haut Conseil pour le climat, instance de conseil autonome, installée en novembre 2018, dont la mission sera d’analyser et de suivre annuellement la SNBC et les budgets carbone ainsi que les trajectoires concrètes de réduction. Il devra formuler des recommandations pour atteindre nos ambitions de neutralité carbone notamment.

Ce schéma, issu de la PPE, résume la gouvernance d’ensemble de la planification nationale.

À cet égard, votre rapporteur estime que des enjeux particulièrement importants doivent monter en puissance.

– La stratégie nationale de mobilisation de la biomasse (SNMB) ([20]), qui appelle également la réalisation de schémas régionaux biomasse (en cours de finalisation). La SNMB vise principalement à la valorisation de la biomasse en énergie, qui permet une utilisation moindre d’énergies fossiles (par effet de substitution) ; à « la mobilisation de la biomasse et du bois, en particulier, qui s’articule avec la gestion durable de la ressource et ainsi à l’augmentation de son potentiel de captage du carbone (stockage net du carbone) » ; à « la résilience économique agricole et forestière, par le développement de filières compétitives et rémunératrices, pour les producteurs ainsi que pour l’ensemble de la chaîne de valeur ». Si la SNMB traite bien de l’articulation des usages, qui constitue un volet essentiel de la stratégie, et de la préservation de la biodiversité, elle ne va pas jusqu’à affecter telle ressource de telle biomasse à tels usages. Votre rapporteur estime qu’il s’agit d’une question sur laquelle, compte tenu de la rareté de la biomasse, il faudrait avancer de façon très précise, au niveau national. Il est tout particulièrement important de souligner que les scénarios, tels celui de l’Ademe, retiennent des hypothèses parfois volontaristes, que ce soit en termes d’arrêt de l’artificialisation des sols ou de changement des comportements alimentaires, qui doivent être bien pesées. L’évolution des rendements agricoles dans le cadre des changements climatiques et de la diminution de l’usage des pesticides entrera également en ligne de compte. Le rôle de puits de carbone de la biomasse est enfin amené à jouer un rôle croissant dans l’optique de la neutralité carbone.

Une déclinaison régionale présente, dans la SNMB, des objectifs chiffrés indicatifs et précise dans quelle proportion chaque région pourrait mobiliser davantage de biomasse, et de quel type, et contribuer à l’atteinte d’une production satisfaisant le besoin national. Mais les objectifs régionaux opérationnels seront concrètement fixés par le schéma régional biomasse, sur la base des spécificités du territoire. C’est à l’issue de l’élaboration des SRB que le dialogue devrait être repris entre l’État et les collectivités si la somme des objectifs régionaux ne satisfaisait pas l’ambition nationale ([21]). Votre rapporteur estime qu’il existe là un risque de perte de temps important, compte tenu des délais d’élaboration des schémas régionaux.

– Le plan hydrogène présenté en juin 2018, précise des ambitions élevées, à juste titre selon votre rapporteur. Le plan souligne que « en France, à l’horizon 2050, l’hydrogène pourrait répondre à 20 % de la demande d’énergie finale et réduire les émissions annuelles de CO2 de 55 millions de tonnes. » Les usages de l’hydrogène, à condition qu’il soit bien décarboné, peuvent être décisifs dans la transition énergétique : stockage (l’hydrogène peut être produit par électrolyse à partir d’eau et d’électricité, et ensuite être stocké ce qui permet donc de stocker l’électricité sous forme de gaz) ; électricité (en l’utilisant dans une pile à combustible, l’hydrogène se transforme en électricité et en eau, ce qui permet de l’utiliser comme un carburant propre pour les voitures sans émission de polluants ni de CO2) ; gaz vert (il peut être injecté dans le réseau de gaz, mélangé au méthane, dans les réseaux existants) ; captage du CO2 (l’hydrogène peut être couplé au CO2 pour fabriquer du méthane de synthèse, qui peut être utilisé comme du gaz normal : il permet donc d’utiliser le gaz carbonique qui s’échappe de certaines usines et de le réutiliser dans les réseaux de gaz). Votre rapporteur souligne qu’il est tout particulièrement important de traiter, à travers cette planification, du soutien à la recherche et au développement sur la production dé-carbonée de l’hydrogène, au-delà de l’hydrolyse, de la dé-carbonation des 950 000 tonnes d’H2 produites aujourd’hui, de l’identification des sources d’hydrogène fatal (hydrogène gris), de la stratégie de production, de distribution et d’utilisation.

Il convient toutefois de relever que l’ambition annoncée de 100 millions d’euros dédiés au plan hydrogène dès 2019 (via un fonds confié à l’ADEME) n’a pas été atteinte, loin s’en faut. Mme Alice Vieillefosse, directrice de cabinet du directeur général de l’énergie et du climat, précisait à la mission ([22]) : « Un investissement de 100 millions d’euros est ainsi prévu dans le cadre du plan hydrogène, dont 70 millions en 2019. Nous avons lancé en octobre 2018 un premier appel à projets sur la mobilité, avec une première relève au 11 janvier 2019 : plus de vingt projets ont été déposés et sont en cours d’examen par l’ADEME. Nous allons par ailleurs publier très prochainement un appel à projets pour la production d’hydrogène décarboné dans l’industrie, puis, courant 2019, pour les zones non interconnectées, sur le dernier axe du plan hydrogène. » L’Ademe a indiqué débloquer 20 millions d’euros en 2019, 20 millions en 2020 et 10 millions en 2021. 50 millions d’euros proviendront en 2019 du programme d’investissements d’avenir (PIA).

M. Philippe Boucly, président de l’Association française pour l’hydrogène et les piles à combustible (AFHYPAC) a ainsi souligné ne pas savoir comment ce plan serait financé, compte tenu du décalage entre les annonces et les financements disponibles ([23]).

D’autres plans importants ont également été pris dans plusieurs secteurs, en particulier le plan pour la rénovation énergétique des bâtiments (infra).

La stratégie et les budgets-carbone doivent être pris en compte par les documents de planification publics ([24]).

Ainsi, les orientations stratégiques doivent être respectées par la puissance publique aux échelons national, régional et intercommunal, en métropole et dans les territoires ultramarins dans lesquels la stratégie s’applique : la Guadeloupe, la Guyane, la Martinique, la Réunion, Mayotte, l’île de Clipperton, Saint-Martin et Saint-Pierre-et-Miquelon.

d. À l’échelle territoriale

À l’échelle territoriale, les régions sont les chefs de file de la transition écologique. C’est principalement le schéma régional d’aménagement, de développement durable et d’égalité des territoires (SRADDET), outil intégré de planification de long terme, articulant onze champs thématiques, qui est concerné. Le SRADDET ([25]) intègre en particulier l’ancien schéma régional du climat, de l’air et de l’énergie ou SRCAE, l’un des grands schémas régionaux créés par les lois dites « Grenelle I » et « Grenelle II » ([26]) . Les SRCAE intégraient pour leur part les schémas éoliens et les schémas de services collectifs de l’énergie ([27]).

Le SRADDET a une position élevée dans la hiérarchie des documents de planification locaux car :

– ses objectifs sont pris en compte par les chartes des parcs naturels locaux, les schémas de cohérence territoriale (SCOT), les plans locaux d’urbanisme (PLU) et les cartes communales ;

– les règles générales du SRADDET sont prescriptives pour le plan de déplacement urbain et les plans climat air-énergie territoriaux.

Les premiers SRADDET sont en cours de finalisation. Or, à ce stade, il n’y a aucune raison pour que les programmations régionales prises dans leur ensemble correspondent à la programmation nationale.

Il semble tout d’abord utile de distinguer les enjeux nationaux voire régaliens comme la production nucléaire ou hydroélectrique des autres enjeux pour lesquels les échelons territoriaux, et notamment régionaux, ont davantage un rôle de premier plan à jouer.

Le projet de PPE ne fait que mentionner les SRADDET. Comme l’indique le récent avis du Conseil économique, social et environnemental (CESE) sur le projet de PPE, « au-delà des objectifs se posent désormais aussi des questions plus politiques, non abordées par le projet de PPE, en matière de coordination entre État et régions dans la transition énergétique avec le choix exprimé par certains exécutifs, comme celui des Hauts-de-France, de s’opposer au déploiement sur leur territoire de filières, en l’occurrence l’éolien, dont la PPE nationale prévoit au contraire le développement et pour laquelle le territoire en question semble bien adapté » ([28]) .

Le projet de PPE gagnerait à davantage analyser et prendre en compte les documents de planification territoriaux. Très peu de progrès a été fait en matière d’articulation des planifications nationales et régionales, comme le reconnaît le projet de PPE qui souligne :

« L’articulation entre les documents de gouvernance nationaux et les documents de gouvernance régionaux est un enjeu important pour la bonne orientation de la transition énergétique. Les modalités de cette articulation devront continuer à être approfondies pour trouver des solutions pratiques respectueuses des compétences des différentes entités concernées. »

Votre rapporteur souligne que la logique d’articulation des planifications ne doit donc pas être uniquement « descendante » mais aussi « ascendante » : l’État doit s’appuyer sur les retours d’expérience des acteurs territoriaux, qui ont mis en œuvre les politiques concrètes. Les auditions menées par la mission ont fait état d’un vrai manque de ce point de vue.

Il convient également de relever que, compte tenu des délais incompressibles d’élaboration de ce type de documents de planification, les SRADDET ne pourront prendre en compte la SNBC et la PPE révisées avant leur propre prochaine révision. Il y a là, selon votre rapporteur, un réel souci d’articulation. Les régions ont d’ailleurs demandé de mieux articuler les SRADDET et la PPE pour une vision plus consolidée. Elles souhaitent aussi renforcer le volet territorial du suivi des besoins de compétences dans le secteur des emplois « verts ». Un cadre clarifié d’affectation de la fiscalité environnementale pour les actions en matière de transition énergétique est également demandé ([29]).

Les plans climat air-énergie territorial (PCAET) ([30]), constituent un outil de planification territoriale visant à atténuer certains des impacts des changements climatiques et à s’y adapter, à développer les énergies renouvelables et à maîtriser la consommation d’énergie. Cet outil est rendu obligatoire pour l’ensemble des intercommunalités de plus de 20 000 habitants à compter du 1er janvier 2019 (dès 2017 pour les intercommunalités de plus de 50 000 habitants). Vingt-huit PCAET sont publiés sur le site de l’ADEME ([31]) à ce jour. À terme, la quasi-totalité du territoire devrait être concernée. Pourtant, leur articulation avec les SRADDET et la PPE demeure, en l’état, insuffisamment clarifiée.

Votre rapporteur tient à alerter sur les lacunes constatées dans l’évaluation des SRCAE (voir en particulier l’avis du comité d’experts de la transition énergétique sur la synthèse des SRCAE, 2018). Les retours obtenus n’ont concerné que 22 des 27 SRCAE visés par l’enquête, tous les questionnaires adressés n’ont pas été intégralement remplis, les données quantitatives n’étant en particulier pas toujours renseignées. Le rapport consacré à la question, établi par le CEREMA ([32]), ne fournit ainsi pas de total des objectifs régionaux, faute de données complètes. Les régions paraissent en bonne voie d’atteindre les objectifs d’économies d’énergie à 2020, mais peu d’entre elles fournissent des données sur leurs émissions de GES et le bilan est très mitigé concernant les EnR (les taux d’avancement étant très variables d’une filière à l’autre). Votre rapporteur en appelle à la constitution de véritables outils de mesures et de rapportage communs.

2. Le suivi des différents outils n’est pas aisé

Les outils de planification fixent souvent de longues listes d’objectifs et d’indicateurs dont le suivi n’est pas aisé.

Il conviendrait de faire en sorte que les objectifs et les indicateurs soient simplifiés. Les principaux documents de planification, notamment la PPE, pourraient fournir des éléments facilement compréhensibles et particulièrement parlants (par exemple un bilan en euros par tonne de CO2 évitée par les différentes politiques prévues en faveur des EnR).

Les documents de planification manquent parfois d’une vision de long terme. Ainsi, la PPE marque-t-elle selon votre rapporteur un certain glissement d’une logique de long terme tournée vers la sobriété et l’efficacité vers le tout électrique décarboné, qui donne l’illusion d’une plus grande accessibilité à court terme.

Il apparaît nécessaire de dépasser le temps court des démocraties et d’installer une logique planificatrice des actions sur le long terme.

L’exemple du Danemark démontre que la stabilité de la vision dans le temps, combinée à une certaine souplesse pour s’adapter à la réalité, est un élément clé du succès, selon les acteurs entendus par la mission.

Votre rapporteur constate que les documents de planification restent trop largement déconnectés de leurs leviers d’action. Ainsi, la PPE est établie pour 5 ans mais les dispositifs, notamment fiscaux, évoluent fortement chaque année.

Les documents de planification manquent parfois d’une vision globale ou certains de leurs aspects ne sont pas réalisés ce qui obère la vision d’ensemble. Ainsi, le plan relatif aux emplois et à la formation de la PPE n’a pas été réalisé pour la première PPE et le rapport sur le plan de programmation des emplois et des compétences a été rendu en février 2019 par Mme Laurence Parisot.

B. Il existe de nombreux scénarios réalisés par des institutionnels, des associations, des ONG et des scientifiques

Votre rapporteur souligne le travail d’ampleur effectué par de nombreux acteurs pour planifier la transition énergétique, de longue date. Pour ne citer que les principaux, il est possible de reprendre :

– le scénario actualisé en 2017 énergie climat de l’Ademe 2035-2050 qui, dans une approche énergie-climat, vise à considérer l’ensemble des besoins énergétiques de la France (chaleur, électricité, carburant et combustibles). Cet exercice prospectif repose sur des hypothèses volontaristes pour permettre à la France de respecter ses engagements internationaux et nationaux. L’Ademe a également publié 100 % EnR en 2015 et les Trajectoires 2060 en 2018 ;

– le bilan prévisionnel de RTE avec quatre scénarios de moyen-terme (Ampère, Watt, Volt, Hertz), publiés annuellement ;

– les scénarios de l’Agence internationale de l’énergie, qui ont été récemment remis en cause en ce qu’ils ne permettent pas de respecter les objectifs de l’accord de Paris, l’Agence ayant indiqué que son scénario central rend bien compte des politiques telles qu’elles sont menées et de la demande d’énergie prévisible ;

– le scénario de l’association négaWatt 2017-2050 présentant la possibilité technique d’utiliser 100 % d’énergies renouvelables en France en 2050, tout en atteignant la neutralité carbone ;

– les travaux de l’Alliance Nationale de Coordination de la Recherche pour l’Energie (ANCRE).

La lecture des scénarios et des hypothèses qui les sous-tendent peut être complexe et ils demeurent à ce stade encore trop souvent une affaire de spécialistes. Les scénarios établis manquent parfois de visibilité et ne sont pas toujours connus des différents acteurs. Ils ne sont pas suffisamment débattus et mis sur la place publique.

Or, votre rapporteur estime qu’ils constituent un outil central pour permettre de matérialiser la transition, de se projeter dans l’avenir et de rendre, à travers des exemples concrets, la transition attractive.

Votre rapporteur estime également que les moyens humains de l’Ademe ([33]) ne lui permettent pas de faire face à l’ampleur de sa mission et aux évolutions attendues avec l’importance croissante des questions de transition énergétique.

II. notre mix de production doit relever d’une démarche ambitieuse et concertÉe

La vision commune de notre paysage énergétique doit reposer sur un état des lieux complet (localisation des consommations et productions d’énergie, des réseaux de transport et de distribution existants), sur un inventaire des gisements locaux d’énergies renouvelables et de leurs usages (incluant les énergies fatales), sur une définition des usages pertinents pour chaque énergie ainsi que sur la fixation d’objectifs suffisamment ambitieux.

A. diversifier notre mix de production

La France ne relèvera le défi de la transition énergétique qu’en optant pour des mix énergétique et électrique aussi diversifiés que possible.

Corrigé des variations climatiques, le bouquet énergétique primaire de la France se compose en 2017 de 40 % de nucléaire, de 29 % de pétrole, de 16 % de gaz, de 4 % de charbon et de 11 % d’énergies renouvelables et déchets. Il est donc encore fortement carboné. Le mix électrique est, lui, fortement décarboné.

Le diagramme de Sankey, représenté ci-après, illustre le bilan énergétique de la France métropolitaine en 2017. En 2017, la France a mobilisé une ressource primaire de 259,3 Mtep pour satisfaire une consommation finale (non corrigée des variations climatiques) de 153,6 Mtep. La différence est constituée des pertes et usages internes du système énergétique (94,6 Mtep au total), des exportations nettes d’électricité (3,4 Mtep) et des soutes aériennes et maritimes internationales exclues par convention de la consommation finale (7,6 Mtep). Le diagramme illustre aussi les flux des différentes formes d’énergie transformées en électricité et/ou chaleur commercialisée (par exemple, 7,4 Mtep de gaz naturel ont été utilisées à cet effet).

Votre rapporteur insiste sur l’importance de réfléchir à notre mix énergétique actuel et à venir en fonction de nos besoins de consommation d’énergie finale, et non primaire. La consommation d’énergie finale permet d’avoir une vision cohérente de la place des énergies et de leur évolution souhaitable dans la société française.

P : production nationale d’énergie primaire. DS : déstockage. I : solde importateur.

1 Pour obtenir la consommation primaire, il faut déduire des ressources primaires le solde exportateur d’électricité ainsi que les soutes maritimes et aériennes internationales.

2 Y compris énergies marines, hors accumulation par pompage.

3 Énergies renouvelables thermiques (bois, déchets de bois, solaire thermique, biocarburants, pompes à chaleur, etc.).

4 Injections de biométhane (compté comme énergie renouvelable dans les ressources primaires) dans les réseaux de gaz naturel.

5 L’importance des pertes dans le domaine de l’électricité tient au fait que la production nucléaire est comptabilisée pour la chaleur produite par la réaction, chaleur dont les deux tiers sont perdus lors de la conversion en énergie électrique.

6 Usages non énergétiques inclus. Pour le charbon, les produits pétroliers raffinés et le gaz naturel, la décomposition de la consommation finale en usages énergétiques et non énergétiques est indiquée entre parenthèses.

Source : Chiffres clés de l’énergie, édition 2018, Commissariat général au développement durable, Datalab, calculs SDES, d’après les sources par énergie, septembre 2018.

Le diagramme de Stankey suivant porte plus précisément sur les énergies renouvelables en 2017.

Bilan énergétique des énergies renouvelables en France en 2017

1 Y compris énergies marines, hors accumulation par pompage.

2 Hors biocarburants.

3 Importations - exportations.

4 Nette de l’énergie consommée par la branche énergie pour ses usages propres et des pertes de transformation, de transport et de distribution.

Source : Chiffres clés des énergies renouvelables, Commissariat général au développement durable, Datalab, Édition 2019 SDES, d’après les sources par filière.

Le schéma suivant retrace la part des EnR dans la consommation finale brute en 2017.

Source : Chiffres clés des énergies renouvelables, Commissariat général au développement durable , Datalab, Édition 2019 SDES, d’après les sources par filière.

Mix électrique

Notre mix électrique doit reposer, du moins à moyen terme, sur une combinaison d’énergie nucléaire et d’énergies renouvelables (EnR). Une sortie complète du nucléaire serait pénalisée par les coûts systèmes liés à la variabilité des énergies renouvelables. Au stade actuel de développement de notre mix énergétique, le caractère pilotable de l’énergie nucléaire constitue, avec son prix, un atout incontesté. La disposition du projet de loi relatif à l’énergie et au climat, actuellement en cours de discussion, qui reporte de 2025 à 2035 la date à laquelle la part du nucléaire doit être réduite à 50 % de la production électrique, peut ainsi être soutenue.

Votre rapporteur tient également à souligner ici le rôle d’une autre grande énergie que nous tendons, à tort, à marginaliser dans nos réflexions, et qui est la seule pouvant se targuer d’être à la fois renouvelable et pilotable : l’hydroélectricité. La vision que l’on doit avoir de notre mix énergétique doit reposer sur la complémentarité entre les différentes énergies. Il est ainsi essentiel que l’ensemble de la production énergétique issue du nucléaire et de l’hydroélectricité, associée à notre réseau, soit en capacité de faire face à la variabilité de l’ensemble de la production des parcs éoliens et solaires.

Il est important de ne pas se focaliser uniquement sur la question du mix électrique et de la place du nucléaire, de manière à prendre en compte l’ensemble de la production et de la consommation énergétiques. Comme le rappelait justement M. Guillaume Martin, pour l’association Avenir Climatique lors de son audition le 16 mai 2019 :

« Quand on parle de climat en France, on perd encore beaucoup de temps à parler nucléaire versus énergies renouvelables. En faisant cela, on ne traite que 30 % du sujet parce que l’électricité ne représente que 30 % des consommations d’énergie en France. » (Voir les schémas précédents).

Mix de consommation français en 2017

Source : réalisé d’après le diagramme de Sankey, le bilan énergétique de la France métropolitaine en 2017, p. 42, et après redistribution du mix électrique à proportion des différentes sources d’énergie (2017).

Mix électrique français en 2017

Source : d’après RTE.

La priorité doit être de décarboner notre mix énergétique, pour assurer notre indépendance énergétique comme pour atteindre la neutralité carbone à l’horizon 2050. Il convient de bien souligner que nous ne substituerons pas une source d’énergie au pétrole mais un panel de solutions alternatives, ce qui rend la situation d’autant plus complexe à analyser et à présenter.

Le recours aux vecteurs d’énergie (électricité, bio-gaz ou gaz décarboné et chaleur) doit se substituer davantage aux usages directs de produits pétroliers dans les bâtiments et les transports. Pour produire ces vecteurs, il est essentiel de substituer aux énergies fossiles un ensemble de ressources renouvelables disponibles sur notre territoire.

B. quantifier et planifier

La transition énergétique doit se fonder sur une meilleure quantification, c’est-à-dire une évaluation précise des gisements potentiels de chaque filière renouvelable, en fonction de la ressource naturelle disponible et des contraintes topologiques et sociales. Elle doit également reposer sur une meilleure planification pour davantage de cohérence de l’action publique dans le temps.

1. Mieux quantifier les gisements disponibles

Les contraintes à prendre en compte pour mesurer le gisement disponible sont spécifiques à chaque énergie : il peut s’agir, par exemple, des conditions météorologiques et du degré d’acceptabilité sociale (pour le solaire photovoltaïque ou l’éolien) ou de la surface alimentaire (pour la biomasse).

Le projet de programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) ([34]) évalue un certain nombre de gisements d’énergies renouvelables. Néanmoins, cette évaluation est lacunaire :

– les hypothèses utilisées pour le calcul des gisements ne sont pas explicitées ;

– les horizons temporels retenus pour le calcul des gisements ne sont pas harmonisés ;

– souvent, comme dans le cas de l’hydroélectricité, le potentiel évalué est un potentiel technique, qui ne tient pas compte des contraintes environnementales ou économique des projets. Le projet de PPE précise que le tableau ci-dessous est constitué de données provenant « d’un rapport évaluant les gisements ([35]) complété par une évaluation du potentiel de production d’électricité supplémentaire qui pourrait être généré par le suréquipement et la modernisation de centrales concédées existantes à l’horizon 2028, ainsi que du potentiel de l’équipement de l’ensemble des moulins pour la production électrique. » Le potentiel réel est donc « sensiblement inférieur » :

Source : projet de PPE

– certaines estimations ne sont pas complètes : ainsi, l’évaluation du potentiel d’énergie photovoltaïque au sol et sur parking n’a été réalisée, par le Centre d’études et d’expertise sur les risques, l’environnement, la mobilité et l’aménagement (Cerema), que sur des terrains ne présentant pas de conflit d’usage dans les régions du sud de la France. Pour ce qui est du potentiel de récupération de chaleur des eaux usées, seule l’évaluation du gisement en Île-de-France figure dans le projet de PPE ;

– le gisement disponible pour chaque énergie renouvelable doit être davantage comparé avec les besoins de consommation estimés.

gisements disponibles estimÉs dans le projet de PPE

Les estimations sont disparates, non coordonnées et difficiles à consolider. Votre rapporteur insiste de manière plus générale sur l’importance, pour éclairer les choix politiques, que les travaux d’experts soient toujours accompagnés de rapports vulgarisés et synthétiques à destination des élus.

Votre rapporteur insiste sur l’importance d’évaluer encore plus précisément le gisement de biomasse disponible afin de mieux connaître les besoins de consommation qui pourront réellement être couverts par cette source d’énergie. Pour rappel, la biomasse est la fraction biodégradable des produits, déchets et résidus provenant de l’agriculture, y compris les substances végétales et animales issues de la terre et de la mer, de la sylviculture et des industries connexes, ainsi que la fraction biodégradable des déchets industriels et ménagers. Le projet de Stratégie nationale bas carbone (SNBC) ([36]) montre malheureusement, dans le scénario de référence pour 2050, un dépassement de la consommation de ressources en biomasse (consommation de 460 TWh) vis-à-vis du potentiel de production de ressources en biomasse (potentiel de 430 TWh). Il est indiqué que « des travaux ultérieurs à la SNBC permettront d’ajuster le scénario sur ce point particulier. » Le suivi et l’articulation des usages de la biomasse deviennent des enjeux importants.

Certaines évaluations ont d’ores et déjà été réalisées, notamment par l’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie (Ademe).

Nous savons ainsi que la France dispose d’une ressource en biomasse forestière importante, mais difficile à mobiliser. La France possède le troisième massif forestier d’Europe (17 millions d’hectares) mais ne prélève aujourd’hui que 50 % de l’accroissement forestier. Le morcellement parcellaire et le nombre élevé de propriétaires privés à impliquer peuvent expliquer, en partie, la difficile mobilisation de cette biomasse.

Les ressources agricoles disponibles pour les usages non alimentaires sont plus difficiles à évaluer car elles rentrent assez vite en concurrence avec les usages classiques (notamment alimentaire). L’Ademe estime que 6 % de la surface agricole française – qui représente 28 millions d’hectares – est aujourd’hui consacrée aux usages non alimentaires (dont 4 % pour les biocarburants). À titre de comparaison, l’Allemagne, qui a donné un signal politique fort ces dernières années sur l’importance des cultures énergétiques, consacre 14 % de son assolement aux usages énergétiques.

Il est difficile de connaître avec certitude les surfaces qui pourront être affectées aux usages énergétiques. Les résultats des études prospectives diffèrent. Les surfaces agricoles potentiellement mobilisables pour l’énergie dépendent, en effet, de différents facteurs structurants comme l’évolution des régimes alimentaires ou le niveau d’artificialisation des sols. Si des progrès techniques sont en cours, les impacts à venir du changement climatique sont encore trop peu connus, notamment les impacts sur la ressource en eau dans certaines régions. L’Ademe estime qu’en 2050, les surfaces agricoles dédiées à la production d’énergie (méthanisation, biocarburants) et de matériaux biosourcés pourraient monter à 9 % de la surface agricole utile (soit environ 2,33 millions d’hectares).

Le gisement de biomasse disponible doit également être réévalué dans une perspective de neutralité carbone. La mobilisation de la biomasse agricole et forestière doit être mise en balance avec le stockage du carbone dans les sols.

Au niveau national, la stratégie nationale de mobilisation de la biomasse (SNMB), qui découle de la PPE, a été approuvée en mars 2018 et devra être révisée au plus tard un an après la révision de la PPE. Mais l’évaluation du gisement disponible au niveau national n’est pas suffisante : une estimation du potentiel de chaque région, par énergie, gagnerait à être élaborée rapidement, par le biais des schémas régionaux biomasse introduits par la loi relative à la transition énergétique pour une croissance verte ([37]), et dont la finalisation devrait, selon votre rapporteur, être considérablement accélérée.

On observera que, nécessairement, les schémas régionaux biomasse, en voie d’élaboration, ne pourront pas tenir compte de la prochaine PPE. Les temps de réalisation des documents de planification territoriaux ne permettent pas une déclinaison rapide des objectifs nationaux au niveau territorial. Par ailleurs, comme cela a été rappelé dans la première partie du rapport, la logique d’élaboration des schémas biomasse ne saurait être uniquement descendante. Il conviendrait également que les analyses ressortant de ces schémas soient prises en compte dans le projet de PPE. Les contraintes territoriales (relief, occupation du sol, enjeux environnementaux, paysagers, risques naturels, servitudes, éloignement des habitations, zones naturelles protégées, contraintes radar, couloirs d’aviation, orientation des toitures, etc.) sont souvent très différentes et les territoires sont les mieux à même de les appréhender.

L’implication de l’échelon territorial pertinent est également un atout important pour une meilleure acceptabilité sociale des planifications.

Votre rapporteur se félicite néanmoins de ce que son amendement, prévoyant une meilleure quantification des gisements d’énergies renouvelables, ait été adopté en commission des affaires économiques lors du débat sur le projet de loi relatif à l’énergie et au climat. Il sera particulièrement vigilant sur ce sujet lors de l’élaboration de la prochaine PPE.

2. S’appuyer sur la planification territoriale

Tous les acteurs auditionnés par la mission étaient unanimes sur ce point : la transition énergétique s’effectue de plus en plus à l’initiative des territoires, dans une logique de valorisation de leurs ressources. Même les territoires les plus petits ou les moins bien dotés en termes d’ensoleillement ou de vent, peuvent mettre en place de très beaux projets de production renouvelable.

Si l’identification des gisements locaux d’énergie est essentielle, la planification territoriale l’est tout autant. Comme l’a souligné M. Laurent Michel, directeur général de l’énergie et du climat (DGEC), à propos du photovoltaïque, « on ne peut se contenter de faire la chasse aux terrains pour installer les équipements, sans vision d’ensemble, sans collaboration avec les collectivités pour utiliser au mieux les friches, les décharges, les délaissés. Il faut construire une politique cohérente, non implanter des panneaux solaires en fonction du seul foncier disponible » ([38]).

Une absence de planification territoriale peut, en soi, constituer un frein à la transition énergétique. Ainsi, les acteurs auditionnés par la mission ont souligné que dans le domaine de l’éolien en mer, « l’État français a fait un peu les choses à l’envers » ([39]). Les appels d’offres de 2011 et 2013 ont été lancés avant même que ne soient élaborés les documents stratégiques de façade et donc identifiées, par les collectivités, les zones propices au développement de projets éoliens en mer. De ce fait, le choix des zones a suscité de vives contestations sur le terrain. Là encore, l’explicitation des enjeux stratégiques locaux détermine pour une bonne part l’acceptabilité des projets par les riverains.

Une meilleure planification territoriale passe principalement par les documents d’urbanisme existants. L’exemple de l’éolien est parlant. Votre rapporteur estime que les zones de développement éolien (ZDE), qui ont été supprimées en 2013, présentaient un réel intérêt : ces zones, définies sur proposition des communes concernées et délimitées par arrêté préfectoral, permettaient de favoriser une intégration harmonieuse de l’énergie éolienne. Il ne s’agit pas aujourd’hui de réintroduire les ZDE, le mille-feuilles des documents d’urbanisme étant déjà suffisamment complexe. Il s’agit néanmoins de permettre aux collectivités de mieux s’approprier les documents d’urbanisme existants pour planifier de manière optimale l’implantation d’éoliennes sur le territoire. Il existe d’ailleurs aujourd’hui des schémas régionaux éoliens (SRE), volets annexés aux SRCAE, qui sont intégrés au sein du SRADDET. La DGEC a indiqué publier « des guides pour expliquer aux collectivités comment utiliser les documents d’urbanisme si elles souhaitent aider l’éolien ou, à l’inverse, préserver certains secteurs » ([40]). Une meilleure communication autour de ces guides gagnerait à être faite auprès des collectivités.

Le potentiel des énergies renouvelables gagnerait à être parfois mieux valorisé dans les plans locaux d’urbanisme. Ainsi, par exemple, les collectivités sont trop peu nombreuses à étudier la possibilité d’installer un réseau de chaleur. L’Ademe recommande ([41]) aux collectivités d’intégrer une réflexion le plus en amont possible sur la possibilité de mettre en place un réseau de chaleur, dans le cadre de la planification énergétique territoriale. Selon l’association Amorce ([42]), un tiers des études de faisabilité sur le potentiel de développement d’un réseau de chaleur déboucherait sur la création d’un tel réseau.

Votre rapporteur appelle de ses vœux l’élaboration d’un plan hydrogène dans chaque région, à l’image du « Plan Hydrogène » récemment adopté par la région Normandie. Il est nécessaire de mieux connaître les débouchés actuels et les potentiels et les besoins de chaque territoire en matière d’hydrogène.

Le dialogue avec les gestionnaires de réseaux est indispensable dans le cadre de cette planification, comme le souligne M. François Brottes, président de Réseau de transport d’électricité (RTE) : « si le technicien que nous sommes, en lien avec les distributeurs, est capable d’indiquer aux élus politiques les éléments techniques capables d’accélérer le développement à tel endroit, cela rationalise le débat et évite de découvrir qu’une zone déterminée ne sera pas raccordable avant dix ans. » ([43]) Il serait opportun de réfléchir à la concomitance des schémas régionaux de raccordement au réseau des énergies renouvelables (S3REnR) et des SRADDET.

L’existence de planifications territoriales n’est pas suffisante : une bonne articulation avec la planification nationale est essentielle.

L’État doit garantir la solidarité entre les collectivités, en permettant à chacune d’entre elles de bénéficier des financements nécessaires à la transition énergétique, sur la base de ses besoins et objectifs propres.

L’État doit également s’assurer de la cohérence entre les actions menées par l’ensemble des collectivités territoriales, comme cela a été démontré dans la première partie du rapport.

L’engagement résolu des collectivités locales dans la mise en œuvre de la transition énergétique doit être soutenu. Pour autant, il s’agit moins de viser l’autosuffisance de chaque territoire que leur interdépendance harmonieuse.

Il est nécessaire de construire un processus politique qui permette d’harmoniser les programmations entre elles. Il pourrait être opportun de fixer, dans la PPE, des objectifs de production d’énergies renouvelables par région.

Inversement, la politique énergétique nationale gagnerait à s’appuyer davantage sur ce qui est fait dans les territoires. L’État ne peut se contenter de fixer seul des objectifs qui seraient « hors-sols ». Comme l’a indiqué le directeur général des services de la commune du Menée, « cela signifie qu’il faut reconnaître le bien-fondé des petites choses, qui peuvent commencer au bout de la rue et pas forcément pas avec des unités de méthanisation ou des parcs éoliens à 15 millions d’euros. C’est le petit comportement et l’accompagnement de la petite chose qui font que, au final, ça fait système et que ça fonctionne. Or, aujourd’hui ce n’est pas connu, reconnu, intégré dans les politiques nationales » ([44]).

Cette meilleure articulation des planifications pose nécessairement la question des appels d’offres pour les énergies renouvelables. Ces appels d’offres sont nationaux et entraînent une concentration géographique et, parfois, des difficultés d’acceptation sociale. Une des préconisations qui pourrait être faite serait de régionaliser une partie des appels d’offres, à budget constant, afin de ne pas augmenter le coût de soutien aux EnR pour la collectivité.

3. Réfléchir aux meilleurs usages pour chaque énergie

Il est aujourd’hui nécessaire de se poser la question des meilleurs usages pour chaque énergie, et ce d’autant plus que les budgets sont contraints et les ressources limitées. De plus, plus les technologies progressent, et plus les filières deviennent poreuses. Ainsi, par exemple, les usages de la biomasse sont de plus en plus nombreux, et toutes les filières s’appuient sur la même ressource. Notre approche du mix énergétique doit être profondément révisée : « nous allons connaître prochainement un panel de productions et d’utilisations d’énergies aux entrecroisements multiples » ([45]) a ainsi indiqué le représentant de France Gaz Renouvelables lors de son audition.

La question des usages se pose différemment aujourd’hui car nous sommes désormais en capacité technique de transporter l’énergie depuis ses lieux de production vers les zones de forte consommation sous forme de molécules plutôt que sous forme d’électrons. Comme l’a indiqué l’Agence internationale de l’énergie auditionnée par la mission, « avec du solaire, du vent et de l’hydroélectricité, on peut fabriquer de l’hydrogène et le transformer immédiatement dans des formes plus commodes, correspondant à ses usages finaux » ([46]). La massification de ces procédés devra permettre leur diffusion à moyen terme, les coûts de production demeurant à ce jour supérieurs à ceux des énergies fossiles.

a. La nécessaire articulation des usages

Comme l’a bien expliqué l’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie (ADEME) lors de son audition, il convient de s’interroger sur l’articulation des usages plutôt que sur leur hiérarchisation, en fonction de leur rendement, de leur facilité de production, des moments, de la situation des gisements et des besoins de tel ou tel territoire. « La question de l’articulation doit être considérée d’une manière pragmatique en fonction des situations, des productions et des besoins locaux » ([47]) a ainsi indiqué M. Rémi Chabrillat, directeur des productions et énergies durables.

La cartographie des flux d’énergies au niveau local est particulièrement utile. Le Club STEP (synergies pour la transition énergétique par la planification), travaille depuis 2016 sur la question des données énergétiques territoriales. Dans son dernier rapport ([48]), le Club recommande, pour favoriser l’aide à la décision, de représenter le diagnostic de l’existant et l’identification des potentiels sous forme de diagramme de flux permettant de visualiser les sources de production et de consommation d’énergie.

Une telle cartographie peut permettre de faire émerger les acteurs industriels comme des opérateurs énergétiques territoriaux. Les exemples sont de plus nombreux. Ainsi, Mme Catherine Trautmann, vice-présidente de l’Eurométropole de Strasbourg a indiqué à la mission ([49]) qu’une pompe alimentant en hydrogène les véhicules du Parlement européen serait prochainement installée grâce à l’hydrogène fatal émis sur le territoire portuaire. Votre rapporteur souligne néanmoins qu’utiliser la chaleur fatale ou l’hydrogène fatal de grosses industries, comporte des risques en cas de disparition de ces industries. Symétriquement, l’industriel a nécessairement besoin, pour sa part, de sécuriser les débouchés pour ses sous-produits. L’Ademe a indiqué lors de son audition travailler sur des solutions assurantielles pour limiter de tels risques : « Dans un premier temps, est venue l’idée d’un fonds de garantie, mais après avoir exploré un panel de solutions un peu plus large, nous travaillons sur des mécanismes financiers capables de couvrir le risque. On pense à la disparition de l’industrie qui alimente le réseau de chaleur, mais il peut aussi arriver que le voisin alimenté par l’industriel disparaisse, en sorte que celui-ci n’ait plus de débouché. Il existe des solutions assurantielles compliquées à monter pour des raisons de nature de risque, mais le sujet est identifié. Les professionnels, notamment ceux de la FEDENE, nous en avaient saisis, il y a plusieurs années. Ils participent d’ailleurs à nos travaux. » ([50]) Un tel travail est essentiel et doit être soutenu.

De telles cartographies sont également parfois réalisées au niveau transfrontalier et doivent être encouragées. Là encore, l’exemple de l’Eurométrople de Strasbourg mérite d’être mis en avant. Ainsi, Mme Catherine Trautmann indiquait à la mission le 21 mars 2019 : « Quant au projet industriel avec l’aciérie de Kehl, dont les fours électriques particulièrement efficaces consomment en une journée le potentiel électrique de la ville de Stuttgart, il pourrait fournir une grande partie de notre besoin, en produisant une chaleur comparable à celle de la géothermie, à 200 degrés. Nous sommes en discussion. L’opération peut être « gagnante-gagnante » avec le Land, le ministère, l’ADEME, son équivalent allemand, et un accord de garantie auquel nous sommes en train de travailler. » La mission a, au cours de son déplacement à Berlin, pu confirmer l’importance de ce projet dans le cadre de la coopération franco-allemande au cours de son entretien avec la Deutsche Energie-Agentur GmbH (DENA), agence allemande de l’énergie. Ainsi, cette opération bénéficie du soutien de l’Eurométropole de Strasbourg, de la ville de Kehl, de la région Grand-Est et du Land de Baden-Wurtemberg. Le projet permettrait l’approvisionnement en chaleur de 4 500 foyers français, pour un coût d’investissement évalué à 25 millions d’euros et une réduction potentielle annuelle des émissions de CO2 évaluée entre 10 000 et 30 000 tonnes.

b. La concurrence entre les usages : l’exemple de la biomasse et du biogaz

La biomasse

Les usages de la biomasse sont multiples. Hormis les usages alimentaires et pour la fumure des champs, la biomasse est utilisée comme combustible et comme matériau.

– La biomasse peut être utilisée comme biomatériau traditionnel ou innovant mais également comme matière première dans le secteur de la chimie.

– La biomasse sert aussi à la création de biocarburants. Les huiles de colza, tournesol, soja ou palme sont les matières premières de base pour fabriquer du biodiesel. Le bioéthanol est aujourd’hui produit à partir de la fermentation de blé, maïs, betterave, canne à sucre ou marc de raisin.

– Enfin, la biomasse est utilisée comme biocombustible pour produire de la chaleur et de l’électricité. Cette production provient de trois filières énergétiques : les installations de combustion de matières végétales et animales, les usines d’incinération d’ordures ménagères, les installations de production de biogaz.

Il existe donc une véritable concurrence entre les usages de la biomasse qui est insuffisamment abordée par le projet de PPE. Ce dernier ne fait qu’indiquer la volonté d’« engager un travail pour améliorer l’articulation de l’offre et de la demande en biomasse ». Comme le souligne très bien le rapport du Conseil économique, social et environnemental (CESE) ([51]), « cela paraît très insuffisant au regard du rôle majeur que cette ressource est appelée à jouer à l’avenir dans la production de chaleur, de gaz et de carburants renouvelables ». Le projet de PPE gagnerait à définir le niveau optimal d’exploitation de la biomasse sur les différents territoires, à préciser davantage les conditions dans lesquelles tel ou tel usage est à privilégier (en fonction des infrastructures existantes, des productions, des besoins locaux...).

L’ensemble des acteurs auditionnés ont insisté sur l’importance de considérer la biomasse, non pas seulement comme une source d’énergie, mais également comme un puis de carbone.

Grâce à la photosynthèse, lorsque l’on brûle de la biomasse et tant que l’on ne dépasse pas son accroissement naturel, la ressource est préservée. La combustion restitue la même quantité de dioxyde de carbone que celle qui a été absorbée durant la croissance de la biomasse.

La méthanation ([52]) augmente la production de méthane en injectant de l’hydrogène dans les méthaniseurs.

Le biogaz

La question, plus spécifique, de l’articulation des usages du biogaz a également été posée. Une fois le biogaz produit, quatre usages sont envisageables : la combustion dans une chaudière pour la production de chaleur ; la combustion du biogaz dans un moteur de cogénération pour l’injection d’électricité sur le réseau de distribution et la production de chaleur ; l’injection du biogaz (biométhane) après épuration, qui peut ainsi être utilisé comme combustible ou comme carburant.

Il est aussi possible de mélanger 80 % de biométhane avec 20 % d’hydrogène et d’utiliser ce gaz comme combustible de chauffage ou comme carburant de véhicule (à l’image de ce qui a été réalisé à la communauté urbaine de Dunkerque – infra).

Modes de production et de valorisation du biogaz

* GN : gaz naturel

Source : IFPEN

Le projet de PPE fixe une orientation : la priorité est donnée aux installations produisant du biogaz à injecter dans les réseaux de gaz existants, ainsi qu’à l’utilisation directe sous forme de bio-GNV, c’est-à-dire de carburant pour les véhicules. La production d’électricité ou de chaleur à partir de biogaz doit être réservée aux cas où les deux autres usages ne sont pas possibles. Les acteurs auditionnés par la mission approuvent cette orientation.

Pour votre rapporteur, le projet de PPE n’aborde pas suffisamment la question de l’articulation entre les différents usages du biogaz. Cette question ne fait pas consensus. Alors que l’Association négaWatt préconise l’utilisation du biogaz pour les véhicules et des pompes à chaleur électriques pour le chauffage, d’autres, comme M. Cédric Philibert, analyste division des énergies renouvelables de l’Agence internationale de l’énergie (AIE), insistent sur le fait que les besoins en chauffage ne pourront pas uniquement être couverts par l’électricité, même avec des pompes à chaleur efficaces : « c’est risquer de surbâtir le système électrique aux dépens des réseaux de gaz, au moins dans les centres urbains » ([53]). Votre rapporteur estime que le développement d’un vecteur gaz décarboné suppose une réaffectation radicale du rôle du gaz dans la structure d’énergie finale, aujourd’hui dominé par les usages thermiques, résidentiel et tertiaire. L’usage du biogaz pour la mobilité mériterait d’être considérablement développé même s’il faut garder une part de chauffage au gaz en combinaison avec les pompes à chaleur pour écrêter les pointes de froid. Ces orientations gagneraient à faire partie du débat public.

Intégration du biogaz et du biométhane dans un schéma global

Source : IFPEN

La transition énergétique appelle, au-delà de la quantification et de la planification, un développement fort des énergies renouvelables.

C. Lever les freins au développement des énergies renouvelables

Les énergies renouvelables sont les énergies dérivées de processus naturels en perpétuel renouvellement. Les EnR purement électriques comprennent l’hydraulique, l’éolien, l’énergie marémotrice, le solaire photovoltaïque. Les énergies renouvelables thermiques (EnRt) comprennent le bois de chauffage (ramassé ou commercialisé), les résidus de bois et de récoltes incinérés, les déchets urbains et industriels d’origine biologique incinérés, le biogaz, les biocarburants, le solaire thermique, la géothermie, valorisée sous forme de chaleur ou d’électricité, et les pompes à chaleur.

1. La politique française de soutien aux énergies renouvelables

Le développement des EnR bénéficie d’un soutien important de l’État, soit en amont lors de la phase de recherche et développement, soit en aval, lors de la phase d’industrialisation. La dynamique des dépenses publiques de soutien aux EnR est forte. Ce soutien représentait 5,3 milliards d’euros en 2016 et devrait représenter 7,5 milliards d’euros en 2023 ([54]).

a. Une diversité de dispositifs de soutien

i. les dispositifs de soutien à l’offre des filières

Ces dispositifs reposent notamment sur des appels à projets de R&D et sur le soutien aux démonstrateurs et opérations pilotes à travers les appels à manifestation d’intérêt et appels à projets du programme investissement d’avenir (PIA).

ii. les subventions d’exploitation au travers d’obligations d’achat et de mécanismes de compensation (EnR électriques et biogaz)

Pour le soutien au développement des énergies renouvelables électriques et à la cogénération, il existe deux modalités d’attribution du soutien :

– le guichet ouvert, qui ouvre pour toute installation éligible un droit à bénéficier d’un soutien ;

– les procédures de mise en concurrence, qui peuvent prendre la forme d’appels d’offres ou de dialogues concurrentiels, et dans lesquelles le soutien est attribué aux seuls lauréats de ces procédures.

Au sein de ces dispositifs de soutien, les modalités de rémunération peuvent prendre deux formes différentes : l’obligation d’achat ou le complément de rémunération. Dans le cadre de l’obligation d’achat, tout kilowattheure injecté sur le réseau public est acheté par un acheteur obligé à un tarif d’achat, fixé à l’avance. Dans le cadre du complément de rémunération, les producteurs d’énergie renouvelable vendent leur électricité directement sur le marché de gros et reçoivent une prime ex post. Cette prime vient compenser l’écart entre les revenus tirés de la vente sur le marché et un niveau de rémunération de référence, fixé selon le type d’installation par la puissance publique dans le cadre d’un arrêté tarifaire ou par le producteur dans le cadre d’une procédure de mise en concurrence.

L’injection du biométhane dans les réseaux de gaz naturel bénéficie d’une obligation d’achat à un tarif réglementé ainsi que d’aides du fonds chaleur de l’Ademe. Le dispositif d’appel d’offres actuellement utilisé dans le domaine de l’électricité renouvelable a été étendu par ordonnance à l’injection du biométhane en avril 2016.

Désormais, la grande majorité des soutiens attribués aux nouvelles installations se fait par appel d’offres et sous la forme d’un complément de rémunération, comme le montre le tableau ci-dessous réalisé par la Cour des comptes ([55]).

Dispositif de soutien par type d’EnR électrique en 2017

Source : Cour des comptes

La charge pour la collectivité (consommateurs d’électricité et contribuables) liée à ces investissements dans les sources d’électricité renouvelables, telle qu’analysée par la commission de régulation de l’énergie, représente aujourd’hui 5 milliards d’euros par an et pourrait atteindre 7 milliards d’euros par an en 2024. Depuis la réforme de 2016, les dispositifs de soutien aux énergies renouvelables, électriques et biogaz, ne font plus l’objet d’un mécanisme extrabudgétaire, la contribution au service public de l’électricité (CSPE), mais d’un compte d’affectation spéciale soumis au Parlement. Ce compte d’affectation spécial est financé par l’affectation d’une taxe sur les énergies fossiles, la taxe intérieure de consommation sur les produits énergétiques (TICPE).

Les dispositifs de soutien aux énergies renouvelables engagent l’État sur des contrats de longue durée, de 20 à 25 ans pour la plupart, et représentent des enjeux financiers importants. Les projets, EnR électriques et biogaz, déjà engagés représentent un soutien public de 95 milliards d’euros, sur toute la durée des contrats. Le soutien public à de nouveaux projets prévu par le projet de programmation pluriannuelle de l’énergie est chiffré à 30 milliards d’euros. Les principales orientations de la programmation pluriannuelle de l’énergie sont un ciblage sur les énergies considérées comme les plus matures, l’éolien terrestre, le solaire photovoltaïque, en particulier au sol, et l’éolien en mer. Le projet de PPE met fin au soutien à de nouveaux projets de cogénération de biomasse, à l’hydrolien, ainsi qu’à la géothermie électrique.

Compte tenu des perspectives d’amélioration de la compétitivité des filières EnR électriques, le coût du soutien public, rapporté à l’énergie produite par ces technologies, a vocation à se réduire.

iii. les subventions à l’investissement (EnR thermiques)

Le Fonds chaleur, géré par l’Ademe, est l’outil le plus important de soutien à la chaleur renouvelable. Un projet reçoit généralement une aide à l’investissement calculée de façon que le coût de la chaleur produite soit inférieur de 5 % au montant de la solution fossile de référence. Le fonds chaleur intervient sous la forme d’un appel à projets national annuel « Biomasse Chaleur Industrie, Agriculture, Tertiaire » (BICAT) et sous la forme d’aides accordées au niveau régional.

D’après les données fournies par l’Ademe, sur la période 2009-2017, le Fonds chaleur a permis d’engager 1,9 milliard d’euros pour soutenir près de 4 300 opérations qui ont généré un montant d’investissement de 5,8 milliards d’euros et une production totale de 25 TWh/an.

Le projet de PPE prévoit de renforcer fortement le Fonds Chaleur dès 2018 avec un budget du Fonds chaleur de 255 millions d’euros en 2018 et 307 millions d’euros en 2019 puis 350 millions d’euros en 2020. Il prévoit également de supprimer l’obligation des avances remboursables pour les projets du fonds chaleur et de les remplacer par des subventions comme le préconisait un récent rapport ([56]) du conseil général de l’économie (CGE) et du conseil général de l’environnement et du développement durable (CGEDD).

Le fonds déchets de l’Ademe, qui finance les projets de méthanisation avec valorisation du biogaz par cogénération, contribue également à soutenir la production d’EnR.

iv. Les dispositifs fiscaux et plus particulièrement le crédit d’impôt pour la transition énergétique (CITE)

Le CITE, dont le fonctionnement est exposé ci-après dans le présent rapport, incite à l’achat d’équipements destinés à utiliser des énergies renouvelables pour la production de chaleur ou de froid. Le taux de TVA réduit – applicable aux réseaux de chaleur, aux équipements éligibles au CITE et au bois de chauffage – contribue également au développement des EnR.

b. L’ampleur du soutien à apporter aux énergies renouvelables

Les prix qui ressortent des arrêtés tarifaires et des appels d’offres sont différents des coûts complets de production tels qu’ils sont évalués dans le but d’éclairer les choix de programmation énergétique. Comme l’indique la Cour des comptes, « la conduite d’une telle analyse comparée des coûts ne peut pas nécessairement conduire au dimensionnement de tous les objectifs de politique énergétique sur la seule base du coût par MWh produit » ([57]). Si cette analyse est extrêmement utile, votre rapporteur souligne qu’un soutien relativement équilibré des investissements entre les différentes filières et technologies est nécessaire pour faire suffisamment croître la part des EnR dans notre mix énergétique.

Coûts complets de production en €/MWh - Taux d’actualisation À 8 %

Source : « Coûts des énergies renouvelables en France », édition 2016, ADEME.

La Cour des Comptes a estimé l’ampleur du soutien à apporter aux EnR électriques en comparant le prix d’achat de l’électricité d’origine renouvelable avec le prix d’achat de l’électricité produite par d’autres sources ou avec le prix constaté sur les marchés de l’électricité. Elle estime ainsi que le prix du mix EnR électrique dont le développement est prévu par l’actuelle PPE s’élève à 95 euros/MWh. Le prix d’achat moyen des installations du mix EnR électrique à venir se situerait entre 72 et 95 euros/MWh hors coûts d’aménagement et de gestion du réseau. La Cour compare ce prix avec le prix de vente garanti du projet nucléaire d’Hinkley Point au Royaume-Uni : le prix d’achat garanti pour ce projet est d’environ 110 euros/MWh, soit un ordre de grandeur tout à fait comparable.

c. Un dispositif de soutien contesté

Ce dispositif de soutien fait l’objet d’un certain nombre de critiques. Ainsi, la Cour des comptes ([58]) signale une forte concentration du soutien sur les EnR électriques (4,4 milliards d’euros sur les 5,3 milliards d’euros de soutien en 2016). La Cour relève également la disproportion entre certains montants de soutien et la contribution aux objectifs de développement des EnR, notamment pour le photovoltaïque et l’éolien offshore. Elle regrette aussi les insuffisances du dispositif de connaissance des coûts de production.

Votre rapporteur estime que la concentration du soutien aux EnR sur les EnR électriques est trop forte. Le développement d’un vecteur gaz décarboné et de chaleur renouvelable mériterait d’être davantage soutenu. Votre rapporteur souligne également que les dynamiques de soutien aux EnR sont imparfaitement retracées dans les documents budgétaires.

2. Des freins encore importants et spécifiques à chaque filière

On ne peut que constater le retard persistant entre les objectifs assignés par la loi de transition énergétique pour la croissance verte et la place des EnR dans le mix énergétique. Un certain nombre de groupes de travail ont été mis en place par le Gouvernement de manière à analyser les freins au développement des principales énergies renouvelables. Cette méthode de travail, plébiscitée par les acteurs auditionnés par la mission, a permis de lever un certain nombre de freins. Force est néanmoins de remarquer que nombre d’entre eux perdurent.

Les freins au développement des énergies renouvelables sont extrêmement variés et diffèrent selon la filière EnR concernée. Les filières les moins matures semblent être celles qui font face aux freins les plus importants.

a. L’éolien terrestre

À l’échelle mondiale, cette filière connaît un très fort développement. L’énergie d’origine éolienne représente 4,5 % de la production électrique française et se place comme la seconde source d’énergie électrique renouvelable en France.

Au 30 juin 2018, la puissance du parc éolien installé était de 14 gigawatts. L’objectif annoncé par le Gouvernement dans le cadre de la PPE est d’atteindre une capacité installée de 24,6 gigawatts (GW) en 2023 et de 34 à 35,6 GW d’ici à 2028 – autrement dit, de multiplier par 2,5 la capacité installée en dix ans de sorte que l’éolien terrestre atteigne 15 % de la production d’électricité française en 2030. Les objectifs sont fixés en puissance installée dans la PPE. Cela revient à installer 2 GW chaque année. Pour 2019, trois appels d’offres, respectivement de 0,5, 0,5 et 0,6 GW sont prévus. Les objectifs de la PPE seront atteints, pour partie, par la création de nouveaux parcs et, pour partie, par le renouvellement de parcs existants.

La France s’est dotée, dès l’année 2001, d’une politique de soutien à la filière éolienne en instaurant un dispositif d’obligation d’achat puis en lançant une série d’appels d’offres à partir de 2016.

La majorité des projets éoliens existants bénéficient des tarifs d’achat du guichet fermé fin 2016. Pour les nouveaux projets, seuls les petits projets de moins de six mâts et de moins de 3 MW peuvent encore bénéficier de ce tarif. En revanche, les nouveaux projets de gros parcs éoliens doivent faire l’objet d’appels d’offres. Votre rapporteur s’interroge sur les potentiels effets de seuil engendrés par cette politique de soutien. Il est essentiel de s’assurer que notre soutien à l’éolien ne contribue pas au mitage des territoires et des difficultés d’acceptabilité sociale. Le Gouvernement a indiqué préparer une réforme qui conduira à réduire encore le champ des parcs éligibles au guichet. Votre rapporteur insiste sur l’importance de présenter cette réforme suffisamment tôt, afin d’assurer une vraie visibilité aux investisseurs et porteurs de projet.

Pour l’Ademe, la filière de l’éolien terrestre occupera une place très importante dans le mix électrique à l’horizon 2050. Le prix de l’éolien terrestre a, en effet, considérablement diminué ces dernières années. Dans les derniers appels d’offres lancés, le prix du mégawattheure s’établit à 65 euros. Selon l’Ademe, le prix du mégawattheure pourrait même être réduit à 50 euros d’ici 2030 grâce aux innovations technologiques.

Coûts de production de l’éolien terrestre en France

* RPT pour Réseau Public de Transport. ** RPD pour Réseau Public de Distribution.

Les hypothèses et résultats en couleur correspondent aux valeurs hautes et basses représentées dans le graphique précédent. Les coûts de production entre parenthèses sont à considérer comme non vraisemblables aujourd’hui du fait d’un taux d’actualisation non cohérent avec la maturité des technologies, la perception du risque et les exigences de rentabilité.

Source : Ademe, « Le coût des énergies renouvelables », 2017.

L’éolienne standard présente une puissance nominale de 2,3 MW. Depuis 2011, des machines dites de nouvelle génération, aussi appelées éoliennes toilées, sont proposées avec un plus grand diamètre de rotor pour une puissance nominale équivalente. Les éoliennes de nouvelle génération conduisent à un coût de l’électricité inférieur grâce à une productivité accrue (meilleur facteur de charge ou temps de fonctionnement annuel à pleine puissance) même si elles nécessitent un investissement plus élevé, étant souvent installée dans sites présentant des vitesses de vent importantes.

Répartition des coûts d’investissement et des coûts d’exploitation

Source : CRE (2014)

i. Les principaux freins

Certains freins ont été récemment levés. Le contentieux relatif aux parcs éoliens terrestres a été accéléré par un décret du 29 novembre 2018 ([59]). Une instruction ministérielle parue le 17 juillet a permis de clarifier les règles pour les projets de renouvellement (« repowering ») des parcs en fin de vie : une nouvelle autorisation ne devra être délivrée qu’en cas de « modification substantielle » des installations.

Les freins au développement de l’éolien restent essentiellement liés à un manque d’acceptabilité sociale.

Certains territoires connaissent une véritable saturation, notamment dans les Hauts-de-France. Ces phénomènes de saturation et de densification excessive de parcs devraient pouvoir être évités grâce à une meilleure planification territoriale. La réutilisation des sites éoliens en fin de vie pour y réimplanter des machines plus performantes, plutôt que la mise en place de nouveaux parcs éoliens, est à encourager.

La région des Hauts de France est la première région éolienne de France en termes de production électrique avec 4 003 MW en production devant la région Grand-Est 3 373 MW. En 2015, les deux régions ont produit à elles seules 48 % de l’électricité d’origine éolienne en France métropolitaine. La France compte 3 685 éoliennes terrestres dont 2 406 dans les Hauts de France.

L’acceptabilité sociale des projets éoliens est difficile à mesurer. Selon l’Ademe, 75 % des Français seraient favorables aux éoliennes. Pour France Énergie Éolienne, « les peurs tendent à se dissiper lorsque l’éolien devient réalité et la dynamique d’acceptabilité est positive » ([60]). D’après leur sondage commandé à Harris Interactive, les personnes habitant près d’une éolienne auraient une meilleure image de cette énergie que le reste des citoyens. Force est néanmoins de constater que sur certains territoires, l’opposition aux projets éoliens est réelle, comme en témoignent les très nombreux recours contre ces projets.

Les acteurs opposés au développement de la filière éolienne mettent en avant trois principaux arguments : les nuisances visuelles et sonores des éoliennes, le coût de l’énergie éolienne pour le contribuable et le consommateur ainsi que la dimension faiblement écologique de cette énergie.

Afin de réduire les nuisances ressenties, ces acteurs souhaiteraient augmenter la distance minimale de 500 mètres entre les éoliennes et les habitations, distance qui est restée stable alors même que les éoliennes sont plus grandes qu’auparavant. Votre rapporteur considère que ces préoccupations doivent être prises en compte. Les nuisances visuelles des éoliennes ne sont pas à sous-estimer. Comme l’a indiqué M. Stanislas Reizine, sous-directeur du système électrique et des énergies renouvelables, direction générale de l’énergie et du climat (DGEC) lors de son audition, « c’est un sujet bien identifié, traité, qui avance toutefois un peu plus lentement que ce qu’on pourrait espérer en raison des besoins bien réels de certains utilisateurs » ([61]). Un arrêté ([62]) a d’ores et déjà été pris pour rendre la signalisation de certaines éoliennes fixe et non plus clignotante.

Concernant le coût du développement des éoliennes, la Fédération de l’environnement durable, auditionnée par la mission, estime que les objectifs prévus par la PPE en matière d’énergie éolienne se traduiront par un doublement du prix de l’électricité. Votre rapporteur insiste sur le fait que les nouveaux projets d’éoliennes ne conduiront, en aucun cas, à un doublement du prix de l’électricité. La CRE, interrogée par votre rapporteur, a souligné que le développement de l’éolien ne peut être associé avec une augmentation des prix de gros de l’électricité puisque, comme d’autres technologies à coût variable nul, il est susceptible d’avoir, toutes choses égales par ailleurs, un impact baissier sur le marché de gros de l’électricité en faisant évoluer le moyen marginal.

Le projet de programmation pluriannuelle de l’énergie a également indiqué que la somme des charges annuelles associées au développement de nouveaux parcs (environ 20 GW) pour atteindre l’objectif 2028 représenterait entre 12,8 et 25,3 milliards d’euros (ces charges seront décaissées entre 2020 et 2048). Ces sommes peuvent être comparées au reste à charge des engagements passés de l’État – c’est-à-dire les charges associées aux contrats déjà signés ou aux lauréats déjà désignés (environ 15 GW) – pour le développement de l’éolien qui est compris entre 21,5 et 25,4 milliards d’euros.

Enfin, certains acteurs opposés au développement de l’éolien considèrent que la filière n’est pas écologique : en témoignent, selon eux, le difficile recyclage des pâles d’éoliennes, construites en fibres de verre ainsi que la quantité importante de béton utilisée pour l’implantation d’un socle d’éolienne. Une analyse de cycle de vie réalisée pour l’Ademe en 2017 ([63]) a permis de fournir des données précises sur les impacts environnementaux de la production éolienne avec les spécificités du parc français installé sur terre. Les différentes étapes du cycle de vie d’une installation éolienne ont été prises en compte (fabrication des composants du système, installation du système éolien, utilisation, maintenance, désinstallation, traitement en fin de vie) et les résultats confirment de faibles émissions de CO2 : le taux d’émission serait de 12,7 grammes équivalent CO2 par kWh. L’éolien apparaît donc de ce point de vue comme une énergie extrêmement performante puisque seul le nucléaire – à sept grammes ([64]) – et l’hydraulique, seraient moins émetteurs de CO2. Malgré ces bons résultats, il est indispensable de poursuivre les projets de R&D pour améliorer les performances environnementales des éoliennes. Les projets portant sur des génératrices hybrides, qui permettront de ne plus utiliser des aimants permanents, dont les incidences environnementales sont négatives, sont particulièrement prometteurs. La piste des thermoplastiques recyclables est également à envisager. Le rapporteur se félicite de ce que le projet de PPE prévoie de rendre obligatoire, d’ici 2023, le recyclage des matériaux constitutifs des éoliennes lors de leur démantèlement.

ii. Les principales préconisations

La mission estime nécessaire de ne pas mettre fin dès maintenant au soutien public à la filière éolienne. Cette filière n’est pas encore à même de se développer sans subvention – le prix de l’électricité est d’environ 55 euros par MWh alors que l’énergie éolienne coûte entre 60 et 70 euros par MWh. Certes, le niveau de tarif d’achat, de 72 euros du MWh, est supérieur au prix de marché. Néanmoins, tous les projets en appels d’offres fonctionnent désormais selon un mécanisme de complément de rémunération. De plus, interrompre dès aujourd’hui les tarifs d’achat aurait des conséquences néfastes sur la visibilité offerte aux investisseurs. D’après l’Ademe, les projets éoliens seraient aujourd’hui, financés à majoritairement en prêts. En cas de suppression des tarifs d’achat, les porteurs de projets verraient leurs prêts refusés ou sensiblement limités et le coût de revient de l’énergie éolienne au MWh augmenterait notablement.

Pour favoriser l’acceptabilité sociale des projets et leur appropriation territoriale, un certain nombre d’acteurs ont proposé de mettre en place un réseau de conseillers éoliens afin d’aider les collectivités territoriales à mieux intégrer les projets éoliens dans leurs dynamiques territoriales. Votre rapporteur estime qu’il s’agit d’une préconisation essentielle afin d’améliorer l’appropriation des projets éoliens par les collectivités. Cette mesure figurait déjà parmi les préconisations du groupe de travail chargé de simplifier les règles dans le secteur de l’éolien mais n’a toujours pas été mise en place.

Il serait également opportun de promouvoir encore davantage les systèmes qui réduisent les effets sonores et visuels des éoliennes. France Énergie Éolienne a ainsi suggéré la mise en place d’un système de balisage circonstancié qui permettrait de maintenir les éoliennes éteintes et de ne les allumer que sur détection de l’arrivée d’un aéronef. Cette proposition mériterait d’être davantage étudiée. Il pourrait également être pertinent de réaliser des études pour connaître l’impact de l’augmentation de la distance aux habitations sur la taille du gisement éolien.

b. L’éolien en mer

Avec 11 millions de kilomètres carrés de zone maritime et quatre façades maritimes métropolitaines, la France bénéficie d’une situation géographique privilégiée pour le développement de l’éolien en mer. Pourtant, la France ne compte pour l’heure qu’une éolienne flottante en service et aucune éolienne posée.

Les éoliennes flottantes peuvent être installées plus au large que les éoliennes posées, et sont susceptibles de capter des vents plus importants et plus réguliers. La seule éolienne flottant en service, dénommée Floatgen, a été inaugurée en octobre dernier à Saint-Nazaire et est raccordée au réseau électrique depuis l’été 2018. Quatre parcs pilotes sont actuellement en développement en France (trois en Méditerranée et un en Bretagne, au large de Groix).

Trois appels d’offres ont été lancés pour le développement de capacités de production d’électricité par énergie éolienne posée. Le premier, lancé en 2011, représente une puissance maximale de 3 000 MW répartie sur 5 zones (Le Tréport, Fécamp, Courseulles-sur-Mer, Saint-Brieuc et Saint-Nazaire). Le second, lancé en 2013, doit permettre d’ériger environ 200 éoliennes au large des côtes françaises, pour une capacité installée totale de 1 000 MW. Il est réparti sur deux zones, au large de la commune du Tréport (Haute-Normandie) et entre les îles d’Yeu et de Noirmoutier (Pays de la Loire). Aucun des parcs envisagés n’est aujourd’hui entré en fonctionnement. La lourdeur des procédures administratives, la multiplication des recours ou encore la complexité du cadre de raccordement sont les principales raisons pouvant expliquer ce retard. Votre rapporteur se félicite néanmoins de ce que le Conseil d’État a validé, vendredi 7 juin 2019, l’autorisation d’exploiter du parc éolien offshore prévu au large de Saint-Nazaire. Cela signifie que toutes les autorisations administratives nécessaires à la construction et à l’exploitation du projet sont désormais sécurisées. Le troisième appel d’offres a été lancé en avril 2016 au large de Dunkerque ; le consortium EDF Renouvelables – Innogy-Enbridge a d’ailleurs été récemment choisi pour la construction de ce futur champ éolien.

La France accuse un retard important par rapport aux autres pays européens, tant en termes de nombre de parcs installés que de compétitivité de la filière. Les prix des projets attribués dans le cadre des deux premiers appels d’offres ont été renégociés à 142 euros/MWh en juin 2018. Le tarif de l’appel d’offres à Dunkerque pourrait être inférieur à 60 euros/MWh. À titre d’exemple, le projet de Kriegers Flak, au Danemark a été attribué en 2017 à 49,90 euros/MWh. En Allemagne et aux Pays-Bas, les derniers appels d’offres ont été attribués sans aucun mécanisme de soutien. La moindre compétitivité de la filière française s’explique en grande partie par la nature des fonds marins (notre façade maritime ouvre sur des fonds plus accidentés et plus profonds) et l’intensité du vent (les six premiers projets de parc français sont situés dans des zones moins avantagées en termes de vent que d’autres zones d’Europe). Cela s’explique également par la faible maturité de la filière française. Selon la DGEC, les premiers parcs au Royaume-Uni pratiquaient, à l’origine, des prix comparables aux parcs français.

Le projet de PPE prévoit de porter la capacité d’éolien en mer installée à 2,4 GW d’ici 2023 et à 5 GW, environ, d’ici 2028. Le projet prévoit que les six premiers projets éoliens en mer, qui ont fait l’objet d’une renégociation, seront tous opérationnels au début de la deuxième période de la PPE. En capitalisant sur la filière industrielle ainsi créée, 3 appels d’offres posés et 3 appels d’offres flottants totalisant environ 3,25 GW seront lancés dans la première période de la PPE.

i. Les principaux freins

De nombreux freins ont d’ores et déjà été levés :

– depuis 2015, plusieurs dispositions législatives ont été adoptées pour limiter les retards de raccordement et sécuriser les producteurs ;

– l’ordonnance du 3 août 2016 relative à la production d’électricité à partir d’énergies renouvelables ([65]) a étendu les possibilités de mise en concurrence au-delà de la seule procédure d’appel d’offres en créant la procédure de dialogue concurrentiel. Cette procédure, proche du dialogue compétitif prévu au code des marchés publics, permet à l’État de discuter avec une sélection de candidats reconnus aptes à répondre à l’appel d’offres, en vue d’établir conjointement le cahier des charges ;

– la loi « Hydrocarbures » du 30 décembre 2017 ([66]) a instauré un nouveau régime, applicable à compter du troisième appel d’offres en cours, en vertu duquel RTE assume désormais à la fois le financement et la réalisation du raccordement. Ce nouveau dispositif est assorti de nouvelles règles d’indemnisation plus favorables au producteur. Cela devrait permettre de réduire les coûts et les risques ;

– plus récemment, la loi « Essoc » ([67]) a mis en place le « permis enveloppe » englobant un certain nombre d’autorisations et permettant de faire évoluer les caractéristiques du projet pour tenir compte, en particulier, de l’innovation et de l’optimisation techniques des projets tout au long de leur conception. Le nouvel article L.121-8-1 du code de l’environnement prévoit que le public sera dorénavant concerté sur le choix de la localisation des zones potentielles d’implantation, en amont de la désignation des lauréats, et non plus sur les projets portés par les lauréats comme c’est le cas aujourd’hui.

S’il est encore trop tôt pour dresser le bilan de ces différentes mesures, force est de constater qu’un certain nombre de freins perdurent.

Pour les acteurs de la filière, le frein principal au développement de l’éolien en mer est le manque d’ambition. Les objectifs du projet de PPE sont jugés insuffisants. France Énergie Éolienne plaide ainsi pour un objectif de 1 GW par an d’éolien en mer pour la période 2019 à 2023, afin de donner de la visibilité à l’ensemble de la chaîne de valeur, surtout aux petites et moyennes entreprises (PME) et entreprises de taille intermédiaire (ETI) françaises. Un certain nombre de parlementaires ont adressé un courrier au Premier ministre afin de rehausser les objectifs de développement de l’éolien en mer.

L’appropriation sociale des projets reste parfois compliquée. « Sur le terrain en effet, les associations et la population ont le plus souvent le sentiment que les projets éoliens en mer sont le résultat d’un processus très centralisé, voire sont parachutés dans les territoires » a indiqué M. François Piccione, coordinateur du réseau Océans, mers et littoraux de France nature environnement lors de son audition. La nouvelle procédure de consultation du public est accueillie favorablement mais certains regrettent les nombreuses incertitudes : le décret du 21 décembre 2018 ([68]) ne précise pas les modalités selon lesquelles se déroulera concrètement le débat public, notamment si ce dernier aura lieu à l’échelle régionale où à l’échelle d’une façade maritime.

Certains acteurs regrettent le manque d’expertise au niveau national, qui permettrait pourtant de sécuriser les opérateurs en ce qui concerne la prescription de mesures concrètes pour réduire les impacts de la filière sur l’environnement.

ii. Les principales préconisations

Il semble nécessaire d’améliorer l’appropriation sociale des projets. Comme pour l’éolien terrestre, il pourrait être opportun de mettre en place un bonus participatif dans les appels d’offres qui permettrait aux citoyens de s’impliquer également dans les projets éoliens en mer.

S’il ne paraît pas opportun de créer une structure nationale de concertation sur l’éolien en mer, un meilleur dialogue entre l’ensemble des acteurs concernés, depuis les porteurs de projets jusqu’aux riverains pourrait être instauré grâce à la création de structures locales de concertation sur l’éolien en mer. Des expérimentations ont déjà eu lieu au niveau local comme en région Bretagne (mise en place du groupe de travail « Energies marines renouvelables » au sein de la conférence régionale de la mer et du littoral (CRML), ou en région Occitanie (mise en place du Parlement de la mer).

Votre rapporteur souhaite attirer l’attention sur un outil particulièrement intéressant qui sera lancé l’an prochain par l’association France Nature Environnement (FNE) : « l’éoloscope ». Ce dispositif devrait permettre à ceux qui le souhaitent, tout au long du processus de concertation, grâce à un livret et à une grille multicritères, de mieux évaluer si le projet répond objectivement à des attentes locales.

Le Comité d’expertise pour les enjeux environnementaux des énergies marines renouvelables (COME3T) pourrait être la préfiguration d’une instance nationale d’expertise sur ces sujets.

Le développement de l’éolien flottant pourrait être davantage encouragé. Les objectifs de la PPE gagneraient à être plus ambitieux.

Les énergies renouvelables en mer comprennent l’éolien en mer mais également l’ensemble des technologies permettant de produire de l’électricité à partir de différentes forces ou ressources du milieu marin (l’hydrolien, l’houlomoteur, l’énergie marémotrice, l’énergie thermique des mers). L’accent doit être mis sur la R&D, notamment pour mieux concilier production d’énergie et protection de l’environnement.

c. L’hydroélectricité

En 2016, l’hydraulique représente 10 % de la production électrique française. Elle représente 62 % de la production brute d’électricité renouvelable de la métropole et 47 % de celle des départements et régions d’outre-mer. Il existe plusieurs types d’installations hydrauliques selon le site d’implantation : fleuve (centrales de basse chute qui produisent sans cesse, au fil de l’eau), retenue (centrales de moyenne chute qui fonctionnent par écluses) ou lac de montagne (centrales de haute chute).

Le livre V du code de l’énergie distingue deux cadres juridiques pour les installations hydroélectriques suivant la puissance maximale brute (PMB) des installations. Les installations de moins de 4,5 MW nécessitent l’obtention d’une autorisation environnementale, délivrée par le préfet pour une durée limitée. Les installations de plus de 4,5 MW sont sous le régime des concessions : elles appartiennent à l’État, et elles sont construites et exploitées par un concessionnaire, pour son compte. La France compte près de 400 concessions hydroélectriques qui représentent plus de 90 % du total de la puissance hydroélectrique installée.

Dans certaines conditions, l’exploitation d’une installation hydroélectrique peut ne pas être rentable. Certaines aides sont prévues pour les installations sous autorisation (selon le principe du guichet ouvert pour toute installation de moins de 1 MW et via des appels d’offres pour les autres) ainsi que pour certaines concessions (un complément de rémunération peut être mis en place pour équilibrer l’exploitation des installations).

La réglementation environnementale applicable aux ouvrages hydroélectriques a été renforcée ces dernières années. Les installations hydroélectriques, qui constituent souvent un obstacle aux continuités écologiques, également dénommées trames vertes et bleues, doivent assurer la continuité piscicole et sédimentaire des rivières classées. Des échelles, voire des ascenseurs à poissons, sont installés et permettent aux espèces migratrices de franchir les barrages. Un débit minimum, le débit réservé, est conservé dans la partie détournée du cours d’eau afin de protéger la faune et la flore.

L’hydroélectricité possède de très nombreux atouts. Elle est la seule EnR pilotable et flexible et permet donc de gérer la pointe sans recourir à des importations d’énergie moins vertueuse. Les « stations de transfert d’énergie par pompage » ou STEP, sont utilisées pour le stockage de l’énergie électrique : elles permettent de pomper pendant les périodes de moindre consommation d’électricité vers un réservoir haut des volumes d’eau pour les turbiner pendant les pics de consommation. De plus, les opérateurs de l’hydroélectricité jouent un rôle crucial en matière d’irrigation, de soutien d’étiage et de gestion des crues.

L’objectif prévu par le projet de PPE est d’augmenter le parc de l’ordre de 200 MW d’ici 2023 et de 900 à 1 200 MW d’ici 2028, ce qui devrait permettre une production supplémentaire de l’ordre de 3 à 4 TWh dont environ 60 % par l’optimisation d’aménagements existants.

Les principaux freins identifiés sont les suivants :

– le manque de vision, à moyen terme, des conséquences du changement climatique sur l’hydroélectricité. Le Syndicat des Énergies renouvelables a indiqué lors de son audition ([69]) que seules certaines régions avaient mené des études visant à mesurer l’impact à moyen terme, à l’horizon 2050, des changements climatiques sur l’approvisionnement en eau, notamment. Votre rapporteur insiste donc sur l’importance d’anticiper, dès maintenant, les conséquences des changements climatiques sur la ressource en eau et, sur cette base, de prévoir une gestion des différents usages de l’eau ;

– l’absence de décision quant au processus de remise en concurrence des concessions demandé par l’Union européenne. 150 concessions, soit 25 % de la production d’hydroélectricité en France, seront arrivées à échéance en 2023. Le processus de mise en concurrence a été rendu obligatoire par la perte du statut d’établissement public d’EDF en 2004. EDF détient, en effet, 80 % des concessions hydroélectriques. Suite à une première procédure d’infraction engagée par la Commission européenne contre la France en 2006, le Gouvernement s’est engagé en 2010 à lancer des appels d’offres pour remettre en concurrence dix barrages. Aucun appel n’ayant été lancé, la loi de transition énergétique du 17 août 2015 a, dans son article 118, fixé de nouveaux dispositifs de renouvellement des concessions. La Commission européenne a pourtant exprimé ses réserves sur certaines dispositions de cette loi et a adressé deux nouvelles mises en demeure, en octobre 2015 et en mars 2019. Plus d’une centaine de députés ont déposé, le 6 avril 2019, une proposition de résolution ([70]) pour s’opposer à l’ouverture à la concurrence des concessions hydroélectriques. Votre rapporteur partage cet avis. L’hydroélectricité est un secteur éminemment stratégique, qui dépasse de très loin le seul cadre de la production d’énergie. Le caractère pilotable de cette énergie lui confère un rôle de premier plan dans la transition énergétique qui verra croître la part des énergies renouvelables photovoltaïques et éoliennes. L’hydroélectricité recouvre de multiples enjeux, et notamment un enjeu crucial de sécurité. Au-delà de la sûreté des seuls barrages, l’hydroélectricité contribue également à la sûreté en matière de gestion des crues ;

– les modalités de prise en compte des problématiques environnementales lors de l’instruction des dossiers. « Il peut y avoir des situations tendues et des blocages sur des aménagements » ([71]) a indiqué la société hydrotechnique de France. Certaines associations comme France nature environnement estiment que l’environnement naturel n’est pas suffisamment pris en compte dans l’appréciation des projets. Pour d’autres acteurs, comme France Hydroélectricité, les dossiers sont instruits au niveau des départements par les seuls services de police de l’eau qui ne considèrent presque que la continuité écologique. Le classement des cours d’eaux fait également l’objet de nombreux débats. Aujourd’hui, les cours d’eau sont classés en plusieurs catégories : la liste 1, où il est interdit de construire des obstacles, la liste 2, où une telle construction est possible à condition de veiller à la continuité écologique. Votre rapporteur insiste sur la nécessité de revaloriser l’avis scientifique fondé sur une expertise neutre pour résoudre de tels conflits. Ainsi, les classements de cours d’eaux pourraient-ils être revus à la lumière d’une expertise contradictoire de nature scientifique ;

– les difficultés à obtenir des autorisations pour les améliorations sur les aménagements existants, c’est la question des « suréquipements ». Pour les installations concédées, le droit des concessions interdit, sauf en de rares exceptions fortement encadrées, de modifier un contrat de concession en cours. Les améliorations sur les aménagements existants qui consistent à faire de nouveaux travaux non-prévus au contrat de concession (par exemple construire une turbine additionnelle dans une usine hydroélectrique), doivent donc être réalisées lors du renouvellement des contrats de concession. Pour les installations autorisées, la modification d’un aménagement existant, par exemple pour augmenter la performance d’une usine hydroélectrique, se fait dans le cadre d’une modification de l’autorisation environnementale ; lorsque les modifications sont non substantielles, une simple modification de l’autorisation peut suffire, mais lorsque les modifications sont substantielles, une nouvelle autorisation doit être délivrée.

Il serait opportun d’élargir le champ des modifications donnant lieu à une simple modification de l’autorisation environnementale. Il est, à cet égard, intéressant de souligner que M. Jacques Pulou, référent hydroélectricité de France nature environnement, qui a alerté la mission sur l’état alarmant des cours d’eau français et l’impact environnemental de l’hydroélectricité dans son ensemble, a également indiqué à la mission : « Nous sommes favorables à des suréquipements de chutes existantes, sur le Rhône et ailleurs, comme à Gavet sur la Romanche, surtout celles augmentant la souplesse d’intervention du parc si les effets de leurs éclusées en sont maîtrisés. C’est ce que font nos voisins suisses, et c’est ce que fait EDF à La Bâthie-Roselend. Nous sommes favorables à certaines extensions de chutes concédées existantes – ce que termine EDF à La Coche n’a pas appelé de réaction de notre part –, ce qui renvoie à leur renouvellement pour les plus anciennes d’entre elles. » ([72]) ;

– l’absence de programme de recherche centré sur l’hydraulique et l’hydroélectricité. Un certain nombre d’acteurs auditionnés ont regretté que l’hydroélectricité soit considérée comme une « vieille énergie ». Or, les innovations sont nécessaires, notamment pour permettre le couplage entre les différentes sources de stockage, en particulier les STEP et les batteries. Votre rapporteur appelle de ses vœux une meilleure prise en compte de l’hydraulique et de l’hydroélectricité dans les projets de recherche, notamment au niveau européen ;

– l’absence de rémunération, à leur juste valeur, des services rendus au système électrique. Le caractère pilotable et flexible de l’hydroélectricité a été mis en avant par l’ensemble des acteurs auditionnés. Votre rapporteur insiste sur l’importance de lancer, dès maintenant, le développement de nouvelles stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) et de réfléchir à un système de rémunération de leurs services rendus au système électrique.

d. Le photovoltaïque

En 2017, le parc photovoltaïque a produit 10,2 TWh en un an (8,3 fin 2016) soit plus de 2 % de la consommation électrique française. Le projet de PPE vise 20,6 gigawatts en 2023, et 35,6 à 45,4 gigawatts en 2028. Très concrètement, il s’agit de multiplier par quatre les capacités installées en dix ans.

Le projet de PPE prévoit que le solaire photovoltaïque sera proportionnellement plus développé dans de grandes centrales au sol, filière plus compétitive que les petits systèmes sur les toitures. Pour les grandes installations au sol, les coûts des installations les plus compétitives sont aux environs de 48 euros/MWh ([73]). La filière française est parfaitement compétitive avec celles des pays comparables.

Votre rapporteur se félicite de ce que le projet de PPE ait pour objectif de soutenir l’innovation dans la filière du photovoltaïque par appel d’offres afin d’encourager de nouvelles solutions solaires au sol (agrivoltaïsme, centrales flottantes…) et sur les bâtiments. Les plans d’eau peuvent en effet offrir des zones où l’on peut installer des panneaux, voire les coupler ensuite avec de la production d’hydrogène par électrolyse

Si les acteurs de terrain accueillent favorablement les objectifs de la PPE, ils souhaiteraient une feuille de route plus précise, notamment sur le type de photovoltaïque à développer. Votre rapporteur insiste sur l’importance de définir clairement les objectifs, qu’il s’agisse du solaire au sol, des toitures ou de l’autoconsommation. Il convient en particulier se souligner les atteintes à la biodiversité liées aux implantations sur des sols sains, la priorité devant être donnée au réaménagement de sols déjà artificialisés. La DGEC a indiqué que des sous-objectifs pour les installations au sol, les bâtiments, ou encore les petits systèmes seraient fixés dans la prochaine PPE.

i. Les principaux freins identifiés

– Un des principaux freins identifiés tient à la difficile installation de panneaux dans le nord de la France. Les régions les plus ensoleillées du sud de la France concentrent les installations photovoltaïques. Or, l’installation de panneaux dans le nord est essentielle pour atteindre les objectifs des PPE actuelles et futures. La DGEC a nuancé ce constat, indiquant qu’une « remontée vers le nord », notamment pour les installations au sol, pouvait être observée. Cette remontée s’expliquerait tant par le coût du foncier, plus élevé dans le sud que dans le nord, que par le fait qu’un certain nombre de terrains dégradés – qui, pour des raisons tenant à leur histoire industrielle, sont nombreux dans les régions Grand-Est et Hauts-de-France – bénéficient désormais de bonifications dans les appels d’offres.

– Pour certains acteurs auditionnés, les freins administratifs sont encore importants : « on doit avoir pour objectif de délivrer les permis et de franchir les étapes indispensables en un an » a indiqué Enerplan lors de son audition, ajoutant qu’« actuellement, il n’existe aucune égalité entre les territoires : dans certains départements, l’instruction d’un dossier peut être très rapide, quand elle est complètement bloquée dans d’autres ».

Ces freins semblent d’autant plus importants lorsque les panneaux doivent être installés sur des bâtiments faisant partie de notre patrimoine. La DGEC a indiqué lors de son audition qu’une doctrine générale concernant le solaire sur toiture doit être diffusée aux Architectes des Bâtiments de France, afin de favoriser des projets concernant des sites plus complexes, voire des bâtiments classés. ([74])

– Certains acteurs estiment que les seuils des appels d’offres constituent de vrais freins au développement de la filière.

Pour rappel, le dispositif de soutien fait appel à deux mécanismes distincts suivant la puissance de l’installation : des tarifs d’achat en guichet ouvert pour les installations sur bâtiments de moins de 100 kilowatts crête (kWc) [seuil équivalent à une surface de 1 000 mètres carrés de panneaux photovoltaïques] ; des appels d’offres pour les installations de plus de 100 kWc implantées sur bâtiments ou au sol.

La complexité de l’appel d’offres empêcherait les porteurs de projets de proposer des projets pour des installations de petite taille. Ces acteurs souhaiteraient que le seuil des appels d’offres passe de 100 kW à 500 kW. La législation européenne ne rend d’ailleurs les appels d’offres obligatoires qu’à partir de 500 kW seulement.

ii. Les principales préconisations

La principale préconisation est d’assurer une visibilité suffisante à la filière. L’ensemble des acteurs sont unanimes à ce sujet : la visibilité doit aller au-delà du mois de juin 2019, c’est-à-dire la date fixée pour la fin des appels d’offres CRE4. Il serait opportun d’établir une doctrine commune pour l’ensemble des services instructeurs.

La seconde préconisation est relative aux appels d’offres de la CRE :

– afin de permettre aux projets photovoltaïques de se développer davantage dans le nord de la France, tout en maîtrisant les dépenses publiques, votre rapporteur ne préconise pas d’instaurer une bonification différenciée du tarif en fonction du niveau d’ensoleillement mais de réfléchir à une régionalisation des appels d’offres ou, du moins, à une modification des critères en mettant davantage en avant celui de la pertinence environnementale, notamment le caractère dégradé des sols sur lesquels sont installées les centrales. Ces terrains dégradés se trouvent, en majorité, dans le nord de la France ;

– afin d’améliorer les performances environnementales des panneaux photovoltaïques, votre rapporteur reprend à son compte une proposition de la CRE : il serait pertinent que la notation environnementale contenue dans les appels d’offres prenne en compte les conditions d’extraction des différents matériaux composant les modules ;

– afin de favoriser les petits projets, notamment dans le monde agricole, le seuil des appels d’offres pourrait être relevé à 500 kW.

e. Le solaire thermique

En 2016, la production de la filière solaire thermique s’élève à 166 ktep, soit 1,9 TWh (+ 3,1 % par rapport à 2015). Particulièrement développée dans les DOM, la filière y représente les deux tiers des énergies renouvelables consommées pour produire de la chaleur, contre moins de 1 % en métropole.

Les trois types d’équipements les plus courants sont les chauffe-eaux solaires individuels (CESI), qui permettent la production d’eau chaude à usage sanitaire pour les particuliers ; les systèmes solaires combinés (SSC), qui assurent à la fois la production d’eau chaude sanitaire et le chauffage à l’usage des particuliers ; le marché de l’eau chaude solaire collective (l’équipement est en général dimensionné pour fournir 40 à 60 % des besoins).

La filière solaire thermique a considérablement ralenti ces dernières années. Afin de la relancer, le plan « Place au soleil » du Gouvernement présenté en juin 2018 prévoit une série de mesures pour le solaire thermique, qui doivent désormais être mises en œuvre.

Ces soutiens sont accueillis favorablement par la filière. Votre rapporteur insiste sur l’importance de les mettre en place rapidement, pour soutenir la compétitivité de la filière. Certains acteurs auditionnés ont mis l’accent sur la nécessaire promotion de cette énergie. Pour M. Daniel Bour, président d’Énerplan, « on devrait donc réfléchir aux moyens de promouvoir le solaire thermique. Il a en effet moins besoin de soutien que de publicité. Dans de nombreux endroits, il serait tout à fait rentable. Il existe donc une marge de progrès dans ce domaine » ([75]).

f. Les pompes à chaleur

La pompe à chaleur (ou PAC) est un équipement de chauffage thermodynamique à énergie renouvelable. Elle prélève des calories dans une source renouvelable telle que l’air extérieur, l’eau ou la terre, pour la transférer à plus haute température vers un autre milieu (un bâtiment, un local, un logement…) Une source d’énergie (gaz ou électricité) est nécessaire pour faire fonctionner les pompes à chaleur. On distingue les PAC aérothermiques qui prélèvent la chaleur de l’air et la transfèrent, soit par des radiateurs (PAC air/eau), soit par de l’air pulsé (PAC air/air), et les PAC géothermiques (PAC eau/eau) qui prélèvent la chaleur du sol ou de l’eau superficielle et la restituent par des planchers chauffants ou des radiateurs.

Le parc de pompes à chaleur (PAC) en 2017 est de 7,1 millions d’équipements installés, dont 78 % de PAC air/air, 13 % de PAC air/eau, 6 % de chauffe-eau thermodynamiques et 3 % de PAC géothermiques.

Le soutien public est important. Certaines pompes à chaleur bénéficient du crédit d’impôt transition énergétique (CITE). Un taux de TVA réduit est également accordé à l’installation de pompes à chaleur éligibles au CITE. Dans le collectif, le tertiaire et l’industrie, le fonds chaleur accompagne les projets de production de chaleur par géothermie assistée par pompe à chaleur ainsi que les projets de production de froid renouvelable les plus efficaces.

Les objectifs de l’exercice PPE précédent pour 2018 ont d’ores et déjà été dépassés en 2016. Malheureusement, se sont surtout développées les PAC air/air dont le coefficient de performance (COP) ([76]) est faible.

Votre rapporteur insiste sur l’importance de pérenniser les soutiens aux PAC géothermiques et aux PAC air/eau dont les COP sont relativement élevés. Il souscrit à la volonté du Gouvernement d’intégrer dans les audits énergétiques des grandes et moyennes entreprises une évaluation technico-économique de la production de chaleur solaire ou géothermique. Il insiste également sur l’importance de la nouvelle réglementation thermique, qui est à même d’avoir un impact important sur le développement de la filière.

g. La géothermie

La géothermie est l’exploitation de l’énergie thermique contenue dans le sous-sol : la géothermie « très basse énergie » (moins de 30 °C) correspond à la chaleur produite par des pompes à chaleur ; la géothermie profonde regroupe la géothermie « basse énergie » (entre 30 et 90 °C) utilisant les ressources jusqu’à 2000 m environ et la géothermie « moyenne énergie » (plus de 90 °C) mettant en œuvre une production centralisée couramment utilisée pour le chauffage urbain via des réseaux de chaleur et « haute énergie » (plus de 90 °C) utilisée surtout pour produire de l’électricité.

On compte 71 installations en France de géothermie profonde, dont 49 dans le bassin parisien, 21 dans le bassin aquitain, les autres étant situées en Alsace, dans le couloir Rhodanien et en Limagne. Le bilan carbone de la géothermie profonde est très proche de la neutralité car les émissions totales de CO2 calculées sur toute la vie d’un projet varient entre 17 et 60 g/kWh.

Le rythme actuel de développement de la production de chaleur géothermique basse et moyenne énergies ne correspond pas à celui prévu par l’exercice PPE précédent. Alors même que le projet de PPE juge la technologie de la géothermie basse et moyenne températures mature, les objectifs 2023 sont revus à la baisse. Votre rapporteur le regrette. Comme le souligne l’avis du CESE ([77]), « des projets à impact social fort, en région parisienne notamment, pourraient être soutenus ». Le principal frein étant l’aléa géologique, votre rapporteur souscrit pleinement à la proposition du Gouvernement de réaliser une étude sur des aquifères insuffisamment connus et ainsi apporter une garantie pour les forages à réaliser.

Le projet de PPE fait le choix de ne plus subventionner la géothermie pour la production d’électricité. Un arrêté du 13 décembre 2016 ([78]) permet actuellement aux installations utilisant l’énergie extraite de gîtes géothermiques pour produire de l’électricité de bénéficier d’un complément de rémunération sur le tarif de rachat s’appuyant sur le tarif de référence de 246 euros/MWh. Même si la DGEC a indiqué que ce choix pourrait être revu à l’avenir, force est de constater que l’arrêt de ce soutien fait peser une vraie incertitude sur les projets en cours d’élaboration. « Nous reconnaissons que le prix de rachat 246 euros le MWh, fixé aux termes d’un accord visant à inciter les industriels à s’engager dans la filière avec un certain degré de sécurité, est élevé » a indiqué Mme Catherine Trautmann, vice-présidente de l’Eurométropole de Strasbourg lors de son audition. Une baisse des tarifs d’achat pourrait selon la métropole être une solution pour préserver la filière.

Par ailleurs, la consultation spécifique des principales collectivités territoriales ayant mis en œuvre de tels projets aurait été importante et n’a semble-t-il pas été menée avant la présentation du projet de PPE.

h. La biomasse solide et les déchets urbains renouvelables

Cette filière regroupe à la fois le bois utilisé par les ménages (appareils indépendants de chauffage type inserts, poêles ainsi que les chaudières), les chaufferies biomasse dans l’industrie, le collectif et le tertiaire ainsi que la chaleur renouvelable produite par les cogénérations biomasse et la part renouvelable de la chaleur produite par les unités de valorisation énergétique des déchets urbains.

Le bois de chauffage constitue la première énergie renouvelable utilisée (un peu plus de 100 TWh, 6 % de la consommation finale totale). Le bois est aussi un puits de carbone. Il convient d’augmenter son utilisation en tant que matériau de construction.

Les freins à son utilisation tiennent essentiellement, d’une part à l’existence d’une multitude de petits propriétaires difficiles à mobiliser et à organiser autour de cette industrie, et, d’autre part à la quasi-inexistence d’une filière de transformation en France. En conséquence, nous exportons le bois brut pour le ré-importer une fois transformé.

La valorisation énergétique des déchets est essentielle, même s’il convient en premier lieu de privilégier le recylage et la valorisation matière.

La loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte prévoit d’atteindre des objectifs chiffrés de réduction de la production de déchets (10 % d’ici 2020) et de l’enfouissement (50 % d’ici 2025). Elle vise aussi à développer la valorisation matière (+ 65 % d’ici 2025). L’objectif de réduction de l’enfouissement a été réaffirmé par la feuille de route pour l’économie circulaire de 2018. La loi visait un objectif, d’ici 2025, de 2,5 millions de tonnes par an de CSR détournées de l’enfouissement, à utiliser pour la production d’énergie, et représentant 835 000 TEP par an d’énergie thermique venant en substitution d’énergies fossiles dans l’industrie (cimentière) et les réseaux de chaleur. À la fin de l’année 2017, seulement 300 000 tonnes par an de CSR ont été consommées en France dans l’industrie cimentière. 1,5 million de tonnes de CSR utilisées annuellement en chaufferie représenteront environ 6 TWh.

La valorisation énergétique peut se faire de différentes manières : récupération de la chaleur fatale dégagée par l’incinération des déchets, combustion de combustibles solides de récupération ([79]), pyrolyse et gazéification des déchets ou encore méthanisation. La pyrolyse et la gazéification des déchets consistent à les chauffer en l’absence ou en manque d’oxygène afin que les substances générées sous l’effet de la température (solides, liquides et gazeuses) ne s’enflamment pas spontanément, ce qui donne la possibilité de les valoriser dans un second temps. La valorisation énergétique via la méthanisation est détaillée dans la partie du rapport portant sur le biogaz.

Les différentes filières de valorisation des déchets collectés

Source : Observ’ER

Les tonnages sont ceux de 2014, sauf CSR (chiffres de 2016)

Le 18 janvier 2019, a été signé entre l’État et le Comité stratégique de filière (CSF) transformation et valorisation des déchets le « contrat stratégique de la filière ». Il est fondé sur six « projets structurants pour répondre aux principaux défis de la filière et à son développement ». Le second porte sur les combustibles solides de récupération.

Votre rapporteur insiste sur l’importance d’améliorer la valorisation de la chaleur fatale des unités de traitement des déchets ménagers, et la récupération de chaleur issue de la combustion des autres déchets comme les combustibles solides de récupération. Il est également favorable à reconduire l’appel à projets sur les combustibles solides de récupération de l’Ademe.

Plus généralement, en matière de chaleur renouvelable, votre rapporteur se félicite de l’augmentation du fonds chaleur de l’Ademe. Il note néanmoins que malgré l’augmentation du nombre de projets soutenus, l’Ademe fonctionne à effectifs constants. Ses effectifs pourraient être revus à la hausse.

i. Le biogaz et le biométhane

Les intrants pouvant être utilisés dans un méthaniseur comprennent principalement les effluents d’élevage, de la biomasse agricole (cultures énergétiques, résidus agricoles), les sous-produits d’industries agro-alimentaires, les biodéchets des ménages et des professionnels (déchets alimentaires, déchets végétaux), les boues de stations d’épuration (urbaines et industrielles) ou d’autres déchets organiques valorisables issus de l’assainissement. La France a fait le choix de développer la méthanisation sur la base de l’utilisation de déchets ou résidus : un méthaniseur ne peut utiliser plus de 15 % des cultures alimentaires ([80]) ou énergétiques, cultivées à titre de culture principale. À cet égard, votre rapporteur souligne la nécessité que les cultures alimentaires ne puissent pas être utilisées à des fins de méthanisation au-delà du plafond.

Principalement produit en métropole, le biogaz sert à produire de l’électricité (62 %) ainsi que de la chaleur (36 %). L’épuration de biogaz en biométhane, afin d’être ensuite injecté dans les réseaux de gaz naturel ou valorisé comme biocarburant dans le transport constitue un nouveau débouché depuis quelques années (2 % en 2016).

Le biométhane peut également être produit par la pyrogazéification ([81]) de la biomasse issue de ressources lignocellulosiques ou grâce au power to gas qui passe par l’électrolyse de l’eau pour produire de l’hydrogène. Ces deux nouvelles voies de production du biométhane sont en phase d’expérimentation ou de démonstration. Elles sont extrêmement prometteuses.

iii. Les principaux freins

Le premier frein est, sans doute, le manque d’ambition du projet de PPE. Ce projet fixe le soutien pour le biogaz sur la base des coûts de production permettant d’atteindre 7 % de gaz renouvelable en 2030, alors même que la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte prévoit que 10 % du gaz doit être renouvelable à l’horizon 2030. Le projet de PPE vise seulement une production en 2023 de 14 TWh/an de biogaz valorisé (dont 6 TWh/an de biométhane injecté dans les réseaux) et, en 2028, entre 24 à 32 TWh/an de biogaz valorisé (dont 14 à 22 TWh/an de biométhane injecté). Ces objectifs sont en baisse par rapport aux objectifs fixés par la PPE adoptée en 2016.

La Stratégie Nationale Bas Carbone (SNBC) retient comme hypothèse 3.8 Mtep de biométhane injecté en 2030, soit 44 TWh, ce qui n’est pas en ligne avec les 24 à 32 TWh en 2028 de la PPE.

Dans la SNBC, la consommation finale de gaz est de 23,3 Mtep de gaz naturel et de 3,8 Mtep de biogaz, soit un total de 27,1 Mtep en 2030. La part de biogaz doit donc atteindre 14 %, soit le double de la PPE.

– Un certain nombre de freins que rencontre la méthanisation sont d’ordre réglementaire. Les délais sont encore longs en France : un projet de méthaniseur mettrait, en moyenne, trois à quatre ans à aboutir. Certains acteurs disent manquer de visibilité sur les évolutions réglementaires relatives à la méthanisation. Les incertitudes portent notamment sur une éventuelle imposition de la taxe intérieure de consommation sur les produits énergétiques (TICPE) aux méthaniseurs de cogénération, sur de potentielles règles relatives à l’hygiénisation des intrants ou sur l’existence de velléités, de la part du Gouvernement, de réduire le seuil de 15 % de cultures énergétiques ([82]).

Aujourd’hui, les producteurs de biométhane peuvent se retrouver pénalisés pour les quelques mois de l’année pendant lesquels leur production est importante. L’évaluation du dépassement de la capacité maximale de production se fait sur la base d’un débit mensuel moyen. En cas de dépassement, la quantité de biométhane correspondant à l’écart entre le débit mensuel moyen et la capacité maximale de production est facturée par le producteur à l’acheteur à un prix convenu entre les parties. Au bout de trois dépassements dans une année civile, le producteur notifie au préfet une nouvelle capacité maximale de production. Aujourd’hui, les producteurs se retrouvent pénalisés pour les quelques mois de l’année où leur production est importante, ce qui peut les inciter à réduire leur production de biométhane.

– De nombreux freins sont de nature économique. Les porteurs de projets connaissent de grandes difficultés pour trouver des sources de financement. Les aides de l’Ademe sont, certes, très importantes : l’ADEME a distribué, entre 2007 et 2018, 355 millions d’euros d’aides à la méthanisation, dont plus de 250 millions directement aux projets. Ces aides ne sont néanmoins plus suffisantes. Les directions régionales de l’ADEME ont recensé, pour 2019, 240 projets matures, dont 200 susceptibles d’être instruits dès 2019, pour un total d’aides demandées d’environ 140 millions d’euros. Or le budget de l’ADEME prévoit d’y consacrer quelque 50 millions d’euros d’aides directes...

Les banques demandent un niveau de fonds propre difficilement atteignable pour les porteurs de projet, notamment pour les agriculteurs : « Si je caricaturais, je pourrais dire que les acteurs financiers souhaitent une mise de fonds propres de 20 %, alors que le monde agricole, dans les dossiers aidés par l’ADEME, n’apporte qu’entre 4 % et 10 % » ([83]) a indiqué M. Marc Cheverry, directeur de l’économie circulaire et des déchets à l’Ademe.

À cet égard, votre rapporteur a eu l’occasion de souligner le 9 mai lors de la table ronde sur le financement de la transition énergétique que c’était peut-être aux banques de se mettre à niveau sur ces projets particuliers, et non aux agriculteurs comme on le dit souvent, qui en maîtrisent d’ores et déjà les enjeux.

Afin de remédier à ces difficultés de financement, le Gouvernement a, en avril 2019, doté un fonds de garantie publique, permettant à Bpifrance de distribuer un prêt destiné aux exploitants agricoles, qui, seuls ou en groupe, investissent dans une installation de méthanisation agricole. Le montant du prêt est compris entre 100 000 et 500 000 euros. Ce prêt est accueilli favorablement par les acteurs de la filière. Certains, à l’image de M. Francis Claudepierre, président et agriculteur méthaniseur de l’Association des agriculteurs méthaniseurs de France, regrettent que ce prêt ne soit pas à taux zéro. D’autres, comme GRDF estiment que ce prêt est essentiellement conçu pour de tout petits projets agricoles, donc de cogénération, ce qu’ils estiment contradictoire avec la volonté de soutenir davantage les projets en injection.

– Le projet de PPE engendre un certain nombre d’inquiétudes et d’interrogations chez les acteurs de terrain. La première incertitude porte sur la nature du soutien public. Le maintien d’un tarif d’achat du biométhane en guichet ouvert est prévu pour les installations de petite taille mais ce seuil est non défini pour le moment. Deux appels d’offres, pour un objectif de production annuelle de 350 GWh PCS/an chacun, seront lancés chaque année. Les acteurs auditionnés estiment que la procédure des appels d’offres conduit à éliminer les petits opérateurs et à favoriser les grandes structures.

La seconde incertitude porte sur les hypothèses de baisses de coûts retenues pour le calcul du soutien au biogaz. Les appels d’offres seront basés sur une trajectoire de tarif d’achat de référence, utilisée pour dimensionner l’enveloppe budgétaire, dont la cible sera de 67 euros/MWh PCS pour les projets de biométhane injecté sélectionnés en 2023 et 60 euros/MWh PCS en 2028. Le projet de PPE précise que si ce prix moyen n’est pas atteint, les volumes alloués seront réduits afin de ne pas dépasser le niveau de dépense publique visé. Une étude réalisée par le cabinet ENEA ([84]) montre néanmoins que ces hypothèses sont peu réalistes : il serait possible, au mieux, de baisser les coûts de 30 % à l’horizon 2030.

– Certains freins sont d’ordre technique ou logistique. L’éloignement des réseaux, par exemple gaziers, crée un frein logistique et influe sur les coûts de revient d’un projet.

– Enfin, un grand nombre de freins sont liés aux réticences que rencontrent certains projets de méthanisation de la part des habitants. La difficulté d’acceptation serait, en partie, liée à l’utilisation des cultures alimentaires par le domaine énergétique. Cette question devrait être éclaircie selon votre rapporteur. Par ailleurs, en France, le développement de la méthanisation a privilégié l’utilisation de biodéchets, notamment les effluents d’élevage. La vision sociétale de l’élevage, moins bonne qu’il y a quelques années, peut également expliquer les réticences à l’égard des projets de méthanisation agricole. Certains acteurs soulignent également des nuisances olfactives et visuelles possibles. Votre rapporteur souligne à cet égard que la faible part des projets comportant une part de financement participatif ne permet pas non plus une bonne appropriation par les habitants. Le développement du financement participatif en ce domaine constituerait certainement un accélérateur puissant. Par ailleurs, certains opposants locaux utilisent de fausses informations qui influencent négativement les populations. Il est important que les porteurs de projet sachent impliquer la population bien en amont, en présentant des arguments rationnels et objectifs.

iv. Les principales préconisations

La première préconisation porte sur le projet de PPE et les évolutions du mécanisme de soutien. Votre rapporteur préconise de rehausser la cible d’ambition, ou de plutôt confirmer la cible de biogaz injecté (8 TWh par an en 2023) contenue dans la précédente PPE. Il serait également nécessaire de prévoir une plus grande progressivité dans la baisse des coûts de la filière. Enfin, votre rapporteur attire l’attention sur la nécessité de ne pas fixer un seuil trop bas pour les appels d’offres : les projets de petite taille ont besoin de visibilité, avec un guichet unique. Pour certains acteurs auditionnés, les appels d’offres devraient être réservés aux plus grands projets, soit au-delà de 40 GWh par an.

Il pourrait également être opportun de modifier l’évolution des modalités de calcul des dépassements de la capacité maximale de production de biométhane dans les contrats d’achat. L’annualisation du calcul de la capacité maximale de production permettrait de ne plus pénaliser les installations qui s’adaptent à la saisonnalité de la consommation de gaz ou de production des matières organiques et qui font donc preuve de flexibilité.

Il pourrait être également pertinent d’organiser un « marché d’intrants de la biomasse » à destination des unités de méthanisation, marché qui s’appuierait essentiellement sur les résidus agricoles (ex. menues pailles, fanes, fumier équin etc.) et les cultures intermédiaires à vocation énergétiques (CIVE). La mise en place de plateformes digitales pourrait être imaginée au niveau régional ou départemental dans un esprit de circuit court et d’économie circulaire.

j. Les biocarburants

Les biocarburants représentent 9,1 % de la production primaire d’énergies renouvelables en France. La quasi-totalité des biocarburants sont utilisés en transport terrestre et surtout routier. Les biocarburants se partagent en deux filières, correspondant à deux types de moteurs à explosion : la filière de l’alcool (bioéthanol) pour les moteurs à allumage commandé, qui fonctionnent à l’essence, et la filière de l’huile (biodiesel) pour les moteurs diesel à allumage par compression, fonctionnant au gazole. Le biodiesel représente près de 85 % de la consommation de biocarburants, contre 15 % pour le bioéthanol.

En France, la betterave à sucre et les céréales (blé, maïs) sont les principales ressources utilisées pour la production de bioéthanol. Le bioéthanol est utilisé en mélange dans les essences commerciales de manière systématique dans le SP95 (5 % en volume) et le SP95-E10 (10 % en volume) et à haute teneur dans le carburant superéthanol E85, qui contient entre 65 et 85 % d’éthanol en volume. L’ETBE est fabriqué à partir d’éthanol (d’origine agricole) et d’isobutène (actuellement d’origine chimique). Il est incorporé dans les essences commerciales au maximum à hauteur de 15 % dans le SP95, 16 % dans le SP98 et 22 % dans le SP95-E10. En 2017, 7,5 % de l’énergie contenue dans les essences était d’origine renouvelable (3.4 % sous forme d’éthanol, 2,3 % sous forme d’ETBE, et 1,2 % sous forme de bio-essence).

Le « biodiesel » comprend différents produits, fabriqués à partir d’huiles issues de plantes oléagineuses, de graisses animales ou d’huiles usagées. En 2017, 7,7 % de l’énergie contenue dans le gazole provenait de biocarburants.

Les filières conventionnelles de production de biocarburants

Source : IFP Énergies nouvelles

L’étude de cycle de vie appliqué aux biocarburants ([85]) publiée en 2010 par l’ADEME a confirmé la complexité du processus d’évaluation du bilan énergétique et environnemental, « du puits à la roue ». De façon générale, sans tenir compte des effets de changements d’affection des sols, les biocarburants produits en France affichent des bilans d’émissions de GES plus favorables que ceux des carburants fossiles (gazole et essence). Toutefois, la question du changement d’affectation des sols est majeure : en effet, lorsque les cultures utilisées pour la production de biocarburants engendrent, directement ou indirectement, la disparition de prairies, de zones humides ou de forêts primaires, alors le bilan des émissions de GES des biocarburants peut s’alourdir jusqu’à devenir négatif par rapport aux carburants fossiles. La question de la durabilité des biocarburants a ainsi rapidement été posée.

Le niveau élevé des cours du pétrole jusqu’à l’été 2015 a accompagné le développement des biocarburants depuis dix ans. La politique de soutien aux biocarburants lancée en 2005 a également contribué au développement de cette filière. Si l’exonération partielle de TICPE sur les biocarburants a été supprimée à compter de 2016, la politique de soutien aux biocarburants passe principalement :

– par l’incitation à la consommation grâce à la fixation d’objectifs d’incorporation de biocarburants dans les différentes catégories de carburants fossiles (essence et gazole). La loi de finances pour 2019 a modifié l’article 266 du code des douanes et ainsi rehaussé les pourcentages nationaux cibles d’incorporation d’énergie renouvelable dans les transports. Pour les gazoles, le pourcentage cible d’incorporation (en pouvoir calorifique inférieur [PCI] ([86])) est de 7,9 % en 2019 et 8 % à compter de 2019. Pour les essences, le pourcentage cible d’incorporation est de 7,9 % en 2019 et 8,2 % en 2020 ;

– par la sanction du non-respect des objectifs d’incorporation par un fort prélèvement sous forme d’une taxe incitative relative à l’incorporation de biocarburants. Cette taxe est payée par le distributeur. Son taux est égal à la différence entre le taux d’incorporation cible et celui réalisé. Elle s’applique à une assiette qui est la totalité du chiffre d’affaires réalisée par le distributeur, TICPE incluse. Elle constitue une sanction très forte en cas de non-respect des cibles d’incorporation.

On distingue trois générations de carburants : les biocarburants dits « de première génération » sont ceux produits à partir de céréales, de plantes sucrières et d’oléagineuses et disponibles en station-service ; les biocarburants de deuxième génération sont issus de la biomasse lignocellulosique ; ceux de troisième génération utilisent la biomasse aquatique. Seule la première génération de biocarburants a atteint le stade industriel ; la deuxième repose sur des technologies matures mais n’a pas encore atteint un niveau de développement suffisant, quand la troisième n’est encore qu’au stade de la recherche. Les biocarburants de deuxième et troisième générations limitent les problématiques d’usage des sols et de concurrence avec les débouchés alimentaires.

La part d’énergie de ces biocarburants de première génération ne doit pas être supérieure à 7 % de la consommation finale d’énergie dans les transports 2020. La réglementation RED II ([87]), votée en décembre 2018 a confirmé ce taux plafond. Elle fixe un objectif de 14 % d’énergie renouvelable dans les transports) à horizon 2030 pour chacun des États Européens. Cet objectif comprend le plafond de 7 % pour les biocarburants de première génération et un plancher de 3,5 % pour les biocarburants de deuxième ou troisième génération (hors huiles usagées) en 2030.

En France, le plafond de 7 % fixé pour l’incorporation de biocarburants conventionnels dans les carburants liquides est atteint. La croissance de la part bio-sourcée dans les carburants se fera donc de façon exclusive par le développement des biocarburants avancés. Une des priorités du projet de PPE est de développer les carburants dits « avancés » : ce projet prévoit l’intégration de 3,8 % de biocarburants avancés dans l’essence et 3,2 % dans le gazole à horizon 2028. Ces objectifs ont été revus à la baisse par rapport à la précédente PPE car la mélasse et l’amidon C ainsi que les résidus acides d’huiles alimentaires n’ont finalement pas été retenus dans la directive RED II ([88]) comme des biocarburants avancés.

Les freins à lever pour développer les biocarburants avancés sont essentiellement de nature technologique et économique : des volumes conséquents d’investissements devront être mobilisés pour développer et pérenniser ces filières.

Votre rapporteur insiste sur l’importance de développer les carburants de synthèse à partir d’hydrogène vert et de CO2 (voir infra).

3. Une complémentarité essentielle entre les réseaux d’énergie

Tous les réseaux, d’électricité, de gaz, de chaleur et de froid ont un rôle majeur à jouer dans la transition énergétique.

Les réseaux doivent être adaptés pour faire face à l’apparition de nouveaux usages ainsi qu’à l’évolution de la production d’énergie qui devient à la fois plus variable et plus décentralisée. Le déploiement des réseaux intelligents, appelés smart grids, qui intègrent les nouvelles technologies de l’information et de la communication, constitue une alternative au remplacement et au renforcement massif des réseaux. En collectant des informations sur l’état du réseau, les smart grids contribuent à une adéquation entre production, distribution et consommation d’énergie. La complémentarité entre les réseaux est, également, essentielle. Par exemple, grâce aux technologies de power-to-gas, les réseaux de gaz sont à même de faciliter l’insertion des énergies renouvelables intermittentes sur les réseaux d’électricité et de gaz. Le stockage thermique dans les réseaux de chaleur ([89]), qui consiste à accumuler la chaleur excédentaire produite lors d’un instant donné, et à la restituer lorsque la demande sur le réseau, peut contribuer à une bonne complémentarité entre tous les réseaux.

la synergie entre les RÉseaux d’énergie

Source :http://www.cre.fr/Transition-energetique-et-innovation-technologique/Reseaux-intelligents/Presentation-des-reseaux-intelligents

La prise en compte des enjeux de la transition énergétique par les gestionnaires de réseaux et les collectivités concédantes progresse. Les coopérations entre gestionnaires progressent.

Trois principaux freins à une meilleure participation des réseaux à la transition énergétique ont été soulevés lors des auditions :

– certains acteurs auditionnés souhaiteraient pouvoir se raccorder plus rapidement au réseau, quitte à ce que le raccordement soit sous-dimensionné (que seule une part de la puissance de l’installation puisse être injectée). Enedis a expérimenté ces solutions dans le cadre du démonstrateur Smart Grid Vendée et les résultats semblent satisfaisants. Dans le cadre de la modification en cours du décret sur les S3REnR, cet assouplissement pourrait être intégré et la solution généralisée ;

– l’insuffisante agilité du compte d’affectation spéciale (CAS) « financement des aides aux collectivités pour l’électrification rurale » (FACÉ) a été regrettée lors des auditions. Les aides du FACÉ privilégient les travaux de renforcement et de sécurisation des réseaux. La Fédération nationale des collectivités concédantes et régies (FNCCR) auditionnée par la mission indique que « s’il est bien adapté au financement des extensions et des renouvellements de réseaux, à la sécurisation physique des réseaux, en revanche, toute une série d’objets nouveaux évoqués par la Cour des comptes - économies d’énergie, rationalisation des réseaux, rénovation énergétique, stockage – mériteraient d’être inclus dans ce dispositif » ([90]). Ce constat figure également dans un récent rapport sénatorial ([91]). Certains programmes spéciaux du FACÉ sont d’ailleurs caractérisés par une sous-consommation chronique des crédits qu’ils portent. Votre rapporteur préconise donc de flécher autrement ces crédits en élargissant par exemple, à terme, les aides du FACÉ au soutien à la transition énergétique en milieu rural (rénovation de l’éclairage public, raccordement des énergies renouvelables, stockage etc.) ;

– les difficultés rencontrées par les réseaux de chaleur. D’après l’association Amorce, en 2018, pour la première fois, les réseaux de chaleur « vertueux », c’est-à-dire alimentés par plus de 50 % d’énergie renouvelable et de récupération, sont devenus plus coûteux que les réseaux fonctionnant à l’énergie fossile. Le frein tient à une compétitivité moindre des sources de chaleur renouvelables par rapport aux sources d’énergie fossiles, qui restent très compétitives. Cet élément central a été très bien résumé par M. François de Rugy, ministre d’État, ministre de la transition écologique et solidaire lors de son audition devant la mission le 28 mai 2019 :

« […] il faut être bien conscient du fait que la fiscalité carbone est un signal qui permet de dire à des investisseurs qu’il peut être rentable, à l’avenir, d’aller vers d’autres sources d’énergie que les énergies fossiles traditionnelles.

Je vous en donnerai un exemple très concret, avec des conséquences récentes mais très palpables : les réseaux de chaleur renouvelable. Il en a été peu question dans le débat politique, alors qu’ils constituent un élément important pour la transition énergétique. Il importe non seulement de les développer, mais aussi d’encourager le basculement des réseaux existants vers des énergies renouvelables comme le bois, en remplacement du gaz, du fioul ou du charbon. Or les équilibres économiques du secteur sont fragiles : les investissements sont lourds et s’amortissent sur le temps long. Dès que les prix du gaz et du pétrole baissent – en ce moment, ceux du pétrole augmentent, mais ceux du gaz ont plutôt tendance à diminuer –, cela rend l’équilibre économique de ces projets encore plus fragile. Ils pouvaient s’appuyer sur la trajectoire de la taxe carbone : à partir du moment où celle-ci a été interrompue, certains investissements ont tendance à être eux aussi stoppés. On peut faire le même calcul en ce qui concerne le gaz renouvelable : il est évident que cela a un impact direct sur la viabilité des projets. »

Selon les calculs de la Fedene, depuis 2014, le prix de la molécule de gaz livrée a baissé de 10 euros, tandis que la taxe intérieure de consommation sur le gaz naturel (TICGN), sous l’effet de la contribution climat énergie (CCE), a augmenté 8 euros, de sorte que la compétitivité relative des projets de chaleur renouvelable a été obérée de 2 euros environ par mégawattheure (MWh). Si la taxation des énergies fossiles a un rôle important à jouer pour renforcer la compétitivité des réseaux de chaleur, certains acteurs auditionnés ont suggéré des mesures intéressantes pour développer ces réseaux, comme le raccordement des bâtiments publics de l’État aux réseaux de chaleur vertueux, lorsqu’il en existe à proximité.

D. Permettre à L’hydrogène de jouer pleinement son rôle dans la transition

L’hydrogène a un rôle majeur à jouer pour accroître la complémentarité entre les différents vecteurs énergétiques indispensables à l’atteinte des objectifs de réduction des gaz à effet de serre et de lutte contre le changement climatique, ainsi qu’à la sécurité d’approvisionnement. Les premiers résultats de l’appel à projets « Écosystèmes de mobilité hydrogène » démontrent un réel intérêt sans précédent pour le déploiement de l’hydrogène sur l’ensemble du territoire national.

1. Le vecteur hydrogène apporte de nouvelles solutions

Il existe principalement deux manières de produire de l’hydrogène :

– La première consiste à produire de l’hydrogène à partir de composés organiques (réformage, gazéification) de manière à rompre les liaisons solides entre le carbone et l’hydrogène. Ces technologies de production de l’hydrogène sont émettrices de CO2. L’hydrogène est alors carboné.

– La seconde consiste à produire de l’hydrogène par décomposition de l’eau. Différents procédés existent, utilisant un courant électrique ou une succession de réactions chimiques. La plus courante est l’électrolyse : la molécule d’eau, soumise à un courant électrique au travers de deux électrodes, se dissocie en oxygène et hydrogène gazeux. Si l’électricité utilisée est renouvelable, alors l’hydrogène produit est décarboné. Des études sont également menées pour produire de l’hydrogène grâce à des algues microscopiques ou des bactéries.

Les trois principaux usages de l’hydrogène sont l’industrie, la mobilité et notamment mobilité lourde ainsi que le stockage de l’énergie :

– l’industrie : l’hydrogène est un produit utilisé dans l’industrie pétrolière et dans l’industrie chimique. En France, le marché de l’hydrogène industriel représente environ 1 Mt ;

– la mobilité : l’hydrogène peut alimenter certains véhicules équipés de moteur à combustion interne fonctionnant au gaz, comme les bus ou les bennes à ordures ménagères ; il peut également alimenter directement une pile à combustible intégrée dans des véhicules électriques ;

– le stockage de l’électricité : l’hydrogène est produit par électrolyse et stocké et sa conversion en électricité est assurée par l’intermédiaire d’une pile à combustible. L’hydrogène peut être utilisé également comme vecteur de stockage soit par injection directe dans le réseau de gaz, soit par méthanation (production de méthane de synthèse), ce que l’on appelle également le power to gas. La méthanation est un procédé industriel consistant à faire réagir du dioxyde de carbone ou du monoxyde de carbone avec de l’hydrogène afin de produire du méthane et de l’eau. L’hydrogène est une excellente façon de stocker l’énergie, indéfiniment.

La priorité est de remplacer l’hydrogène fossile utilisé dans l’industrie par de l’hydrogène décarboné produit par de l’électricité renouvelable. Pour M. Philippe Boucly, président de l’Association française pour l’hydrogène et les piles à combustible (AFHYPAC), la France aurait d’ailleurs un réel avantage dans ce domaine : « le mix électrique français est très décarboné, avec 72 grammes par kilowattheure. À moins de 180 grammes, il vaut mieux faire de l’hydrogène avec de l’électricité décarbonée plutôt que de l’obtenir par vaporéformage ».

Un soutien public est nécessaire pour ce faire, le coût de revient de l’hydrogène décarboné étant encore très supérieur à celui de l’hydrogène carboné. Le projet de PPE indique qu’en 2018, le coût de revient de l’hydrogène produit en grande quantité à partir de produits fossiles (vaporéformage du gaz) s’élève entre 1,5 et 2,5 euros/kg. Or, il indique également qu’à l’horizon 2030, soit dans plus de dix ans, l’hydrogène produit par électrolyse pourrait coûter de l’ordre de 2,5 et 3,5 euros/kg, soit légèrement plus cher.

Le deuxième usage à privilégier, en termes de maturité, concerne les transports, notamment le transport lourd et certains transports qui sont mal adaptés aux batteries.

Pour certains acteurs auditionnés, le troisième usage de l’hydrogène, le stockage et le power to gas, n’est pas à promouvoir de suite. Pour eux, cette solution n’interviendra qu’à un horizon bien plus lointain et n’émergera que si les taux de renouvelables variables dans le système électrique dépassent les 80 %. Pour votre rapporteur, même si le besoin de stockage n’apparaîtra que d’ici une quinzaine d’années en métropole, des mesures doivent être prises dès aujourd’hui pour favoriser l’émergence de cet usage. L’hydrogène ouvre un fort potentiel à moyen-long terme de décarbonation du gaz, il est donc essentiel de développer dès maintenant nos technologies de stockage massif et d’électrolyse afin de disposer d’une filière compétitive à moyen terme.

2. L’hydrogène permet de produire des carburants de synthèse

Les carburants de synthèse couvrent une large palette de carburants produits à partir de matières contenant les éléments chimiques hydrogène et carbone.

L’une des méthodes qui semble les plus prometteuses consiste à produire du méthanol grâce à la gazéification de la biomasse. La gazéification de la biomasse produit un gaz de synthèse contenant un mélange de monoxyde de carbone (CO), de l’hydrogène (H2) et d’autres molécules carbonées. Il peut être combiné avec un mélange d’hydrogène et de dioxyde de carbone (CO2) afin de produire du méthanol. Liquide et donc facilement stockable et distribuable via des stations-service existantes, le méthanol peut être utilisé pur dans des moteurs essence optimisés à cet effet, ou mélangé à de l’essence comme c’est le cas pour le M15 distribué en Chine. Il peut aussi être converti, soit en essence de synthèse, soit en un composé capable de se substituer au gazole.

Le coût de production est l’enjeu principal des carburants de synthèse. L’équation économique de leur adoption est aujourd’hui directement influencée par leurs concurrents principaux, les carburants d’origine fossile.

3. Il est essentiel de ne pas rater le virage des technologies de piles à combustible

La Cour des comptes, dans son rapport de mars 2018, porte un jugement sévère sur la capacité de notre industrie à bénéficier du développement des énergies renouvelables. Elle indique que « faute d’avoir établi une stratégie claire et des dispositifs de soutien stables et cohérents, le tissu industriel français a en définitive peu profité du développement des EnR ».

En matière de photovoltaïque, la France s’est laissée distancer. Il est désormais essentiel de ne pas rater le virage des technologies de piles à combustible, d’autant que la France a de nombreuses cartes à jouer dans ce domaine. La France est aujourd’hui à la pointe des technologies hydrogène. Comme l’a rappelé M. François-Xavier Olivieri, secrétaire général de la business unit « Hydrogène » d’Engie, des délégations étrangères viennent observer le fonctionnement des démonstrateurs français, dont les projets GRHYD ([92]) (gestion des réseaux par l’injection d’hydrogène pour décarboner les énergies) et Jupiter 1 000.

Il convient de relever avec attention que la Chine a pour objectif d’atteindre 1 million de véhicules à hydrogène en 2030.

L’Union s’est dotée d’un nouvel outil – les projets importants d’intérêt commun (PIIEC) – autorisant des aides d’État importantes pour des projets d’industrialisation. Pour l’instant, un seul projet portant sur la nanoélectronique a été validé fin 2018. Un second projet, sur les batteries électriques, devrait être prochainement prénotifié à l’été. En début d’année, la Commission a identifié sept autres chaînes de valeur stratégiques, dont l’hydrogène. La France doit défendre l’idée selon laquelle cette chaîne de valeur est véritablement stratégique et gagnerait à faire l’objet de projets d’intérêts communs, afin de créer une chaîne de valeur européenne structurée, avec un portefeuille de brevets, notamment sur l’électrolyse à haute température.

Les appels à projets permettront d’identifier les chaînes de valeur les plus pertinentes en France. D’après les auditions menées par la mission, le modèle qui se dégage est semi-centralisé avec des électrolyseurs situés près des gros consommateurs. Pour votre rapporteur, il ne faut pas non plus exclure le positionnement d’électrolyseurs près des lieux de production d’énergie renouvelable. Une étude réalisée en 2017 ([93]) soutenue par la Commission européenne, portant sur plusieurs cas, dont un en France, près d’Albi, et d’autres en Allemagne et dans d’autres pays, montre que réaliser une production massive d’hydrogène à côté de grands parcs d’énergie renouvelable a du sens.

4. Le développement de l’hydrogène peut être davantage encouragé

– De nombreux acteurs auditionnés ont souligné à la fois les incertitudes sur le budget réellement consacré à l’hydrogène vert ainsi que le manque de moyens. Annoncé en juin, le plan hydrogène prévoyait une enveloppe de 100 millions d’euros dès 2019 afin de développer une filière française. Interrogée par votre rapporteur, l’Ademe a confirmé que, pour 2019, en soutien aux appels à projets demandés par le Gouvernement, les budgets disponibles sont : 8,7 millions d’euros pour l’appel à projets hydrogène mobilité, enveloppe rattachée au Fonds Air Mobilité doté de 30 millions d’euros ; 50 millions d’euros pour l’appel à projets hydrogène Industrie, enveloppe PIA dont l’ADEME est opérateur. Au-delà du fait que ces montants ne paraissent pas suffisants, votre rapporteur appelle de ses vœux une plus grande visibilité à court et moyen termes sur les moyens que l’État compte allouer à cette politique. Les industriels ont besoin d’une visibilité, au moins sur les cinq prochaines années. La DGEC a indiqué à votre rapporteur que « le Gouvernement étudie les marges de manœuvre budgétaires qui peuvent être trouvées afin de financer les projets les plus prometteurs sélectionnés » par appel à projets.

– Afin de permettre à l’ensemble des industriels de gagner en visibilité, le sujet « hydrogène » gagnerait à être traité de manière transversale au sein du Conseil national de l’industrie (CNI).

– Les chercheurs ont également besoin d’une forte visibilité. Un grand plan pluriannuel pour l’hydrogène en matière de recherche, via l’Agence nationale de la recherche (ANR) gagnerait à être déployé.

– L’hydrogène vert n’est pas suffisamment valorisé par rapport à l’hydrogène carboné. Afin d’y remédier, l’hydrogène bas carbone et l’hydrogène renouvelable pourraient être définis dans le code de l’énergie. De telles définitions sont, de toute façon, un préalable nécessaire à la mise en place d’un soutien public par appel d’offres, lequel gagnerait à être envisagé à court terme.

À cet égard, M. François de Rugy, ministre d’État, ministre de la transition écologique et solidaire, soulignait lors de son audition par la mission : « je considère qu’il faut se mobiliser davantage. Des projets de territoire, portés à la fois par des collectivités locales et des industriels, sont très intéressants à cet égard, car ils permettent d’envisager le développement de démonstrateurs consacrés à l’utilisation et à la production d’hydrogène vert. Actuellement, hélas, celui-ci est plutôt noir, puisqu’il est issu du craquage du méthane, qui est fortement émetteur de CO2. Or, le but est bien d’exploiter l’électrolyse de l’eau, qui, elle, permet de produire de l’hydrogène sans émettre de CO2. »

– Enfin, certains acteurs ont fait part à la mission de leurs incertitudes quant à la fiscalité qui pèsera sur l’hydrogène : « nous nous interrogeons par exemple de façon récurrente sur la potentielle instauration d’une taxe sur l’hydrogène à moyen terme, qui pourrait infléchir les décisions d’investissement des industriels » ([94]) a ainsi indiqué M. Daniel Hissel, professeur à l’Université de Franche-Comté. Le Gouvernement pourrait utilement indiquer sa position sur le sujet.

III. Le mix de consommation doit être précisément élaboré

A. lever les freins aux économies d’énergie dans le Secteur des Bâtiments résidentiels et tertiaires

Les enjeux liés à la consommation énergétique dans le bâtiment sont essentiels. Le parc immobilier est responsable d’environ 36 % de toutes les émissions de CO2 dans l’Union européenne.

Au niveau national, le secteur du bâtiment représente près de 45 % de la consommation d’énergie finale et 27 % des émissions de gaz à effet de serre. Au sein de ces 45 %, la consommation du secteur tertiaire ([95]) représente environ 15 % de la consommation totale (dont la moitié relève du secteur public).

1. Plusieurs textes européens, récemment renforcés, sont en vigueur dans le secteur du bâtiment

La directive 2012/27/UE du 14 novembre 2012 posait un objectif de 3 % de rénovation annuelle des bâtiments de l’État. En France, seuls sont concernés les bâtiments des administrations centrales, et non ceux des collectivités locales. Une stratégie de réduction des consommations de l’ensemble du parc bâti existant au-delà de 2020 devait être déployée par les États membres. La directive 2010/31/UE du 19 mai 2010 fixe des exigences minimales en matière de performance énergétique, avec des mesures spécifiques pour les bâtiments neufs et les bâtiments existants. Tous les nouveaux bâtiments doivent atteindre le niveau de performance BEPOS (c’est-à-dire à énergie positive) en 2020 (et 2018 pour les bâtiments publics).

La nouvelle directive 2018/844 du Parlement européen et du Conseil du 30 mai 2018 sur la performance énergétique des bâtiments, adoptée dans le cadre du paquet « une énergie propre pour tous les Européens » ([96]) devra être transposée en droit français avant le 20 mars 2020. Le projet de loi relatif à l’énergie et au climat dispose que le Gouvernement est autorisé à prendre les mesures nécessaires par la voie d’une ordonnance. La directive repose sur l’adoption de stratégies nationales de long terme (2050) par les États membres : les émissions des bâtiments devront être réduites de 80 à 95 % d’ici à 2050, par rapport à leur niveau de 1990. Des jalons intermédiaires devront être fixés dans une feuille de route nationale en 2030, 2040 et 2050 et des indicateurs devront permettre de mesurer les progrès accomplis. La stratégie présentera les économies d’énergie attendues et les bénéfices en termes de préservation de la santé, de sécurité et de qualité de l’air. L’étude d’impact réalisée par la Commission souligne qu’un taux moyen annuel de rénovation de 3 % est nécessaire.

L’inventaire des approches de rénovation « rentables » qui sont adaptées au type de bâtiment et à la zone climatique devra être réalisé (recours à des notions telles que le « seuil de déclenchement », ou moments opportuns dans le cycle de vie d’un bâtiment, du point de vue par exemple de la rentabilité ou en vue de limiter les perturbations, pour opérer des rénovations visant à améliorer l’efficacité énergétique).

Les États membres doivent lutter contre la précarité énergétique et assurer l’égalité d’accès au financement. Ils doivent prévoir des mesures visant à simplifier le déploiement d’infrastructures de recharge en vue d’éliminer les obstacles à leur implantation ([97]).

Les États membres devront prendre les mesures nécessaires en vue d’instaurer des inspections régulières des parties accessibles des systèmes de climatisation ou des systèmes de climatisation et de ventilation combinés ayant une puissance nominale utile supérieure à 70 kW ([98]) .

Les États membres doivent prévoir que les bâtiments neufs, lorsque cela est techniquement et économiquement réalisable, soient équipés de dispositifs d’autorégulation qui régulent séparément la température de chaque pièce ou, si cela est justifié, d’une zone chauffée déterminée de l’unité de bâtiment. Dans les bâtiments existants, l’installation de dispositifs d’autorégulation devra être imposée lors du remplacement de générateurs de chaleur.

2. Les ambitions de la planification nationale paraissent difficiles à atteindre

a. L’objectif de parvenir rapidement à des résultats significatifs

Selon la dernière enquête logement de l’INSEE ([99]), la France métropolitaine compte, au 1er janvier 2018, 35,4 millions de logements. « Depuis trente ans, le parc s’accroît de 1,1 % par an en moyenne. Sur 100 logements, 82 sont des résidences principales, 10 sont des résidences secondaires ou des logements occasionnels, et 8 sont des logements vacants. » En 2018, l’habitat individuel représente 56 % des logements et, après avoir progressé entre 1999 et 2008, sa part est en léger recul car le nombre de logements collectifs augmente plus vite que celui des logements individuels.

La loi relative à la transition énergétique avait fixé des objectifs ambitieux :

– la rénovation de l’ensemble des passoires thermiques d’ici 2025 ([100]) ;

– la rénovation de 500 000 logements par an à compter de 2017, dont au moins la moitié est occupée par des ménages aux revenus modestes, visant ainsi une baisse de 15 % de la précarité énergétique d’ici 2020 ;

– la rénovation de l’ensemble du parc des bâtiments au niveau de la norme Bâtiment basse consommation en 2050.

L’Ademe, dans son scénario 2050, retient une hypothèse de, 500 000 logements par an faisant l’objet de rénovations thermiques performantes en moyenne, dont 120 000 logements sociaux, sur la période 2010-2030. Le rythme serait de 750 000 rénovations par an à partir de 2030.

La SNBC prévoit la réduction de la consommation énergétique finale dans le bâtiment de 28 % d’ici 2030. Le projet de PPE prévoit une diminution de 15 % de la consommation d’énergie finale des bâtiments en 2023, par rapport à l’année de référence 2010. Le scénario de référence du projet de PPE fixe des objectifs de réduction de la consommation d’énergie finale dans le secteur du bâtiment et des mesures pour les atteindre. Ainsi, la consommation d’énergie finale du bâtiment devrait-elle passer de 748 TWh en 2016 à 721 TWh en 2023 puis 661 TWh en 2028. La part de la chaleur renouvelable devrait être doublée entre 2016 et 2028.

Selon les données issues du projet de PPE, « en 2016, la consommation énergétique réelle du secteur résidentiel, liée pour une part importante aux besoins de chauffage, augmente de 5,1 % en raison du climat moins doux qu’en 2015. Elle s’établit à 468,7 TWh. Corrigée des variations climatiques, elle baisse en revanche de 1,0 %, après avoir été globalement stable entre 2007 et 2015. »

Dans le secteur tertiaire, les résultats apparaissent un peu plus encourageants. Ainsi, selon les données figurant dans la PPE : « en 2016, la consommation énergétique réelle du secteur tertiaire augmente de 1,7 %, pour atteindre 279 TWh. Corrigée des variations climatiques, elle diminue en revanche de 2,0 %. La confirmation de cette baisse marquerait une inversion de tendance par rapport aux années 2000, décennie au cours de laquelle la consommation a crû de manière quasi continue avant de se stabiliser depuis 2011. Cette baisse s’explique probablement à la fois par des efforts de maîtrise des consommations dans les bâtiments existants, et par une amélioration des performances thermiques des bâtiments neufs. »

Le scénario repose sur le renforcement progressif de la réglementation environnementale pour la construction neuve (introduction d’un critère d’émissions de gaz à effet de serre sur l’ensemble du cycle de vie du bâtiment) et un rythme de rénovation ambitieux qui devrait atteindre 300 000 rénovations complètes en moyenne sur la période 2015-2030 (soit environ 1 000 000 de gestes de rénovation, non inclus les remplacements de fenêtres, par an). L’utilisation de nouvelles technologies de maîtrise de la consommation, de nouvelles façons d’intégrer les problématiques bioclimatiques dans la conception et la rénovation des bâtiments (la réalisation d’ouvertures orientées au sud constitue par exemple un élément qui peut s’apparenter à la de la chaleur renouvelable), ainsi que la diffusion de comportements vertueux (abaissement de la température de chauffage) permettraient d’atteindre ces objectifs.

b. Des opérations de rénovation sont bien menées dans le secteur résidentiel mais leurs effets sont insuffisants.

Source : Fascicule Isoler sa maison, ADEME 2018.

L’enquête « Travaux de rénovation énergétique des maisons individuelles » de l’Ademe, publiée en 2018, dite enquête « TREMI » ([101]), met en lumière des éléments importants :

– l’enjeu n’est pas tant la massification que la qualité des rénovations menées. En effet, plus de 5 millions de maisons individuelles (un tiers du parc total) ont fait l’objet de travaux de rénovation entre 2014 et 2016 et ont généré près de 60 milliards d’euros de chiffres d’affaires. C’est en principe considérable mais seulement 25 % des rénovations ont permis de sauter au moins une classe de DPE, les 75 % restants n’ayant pas amélioré la classe de DPE des logements concernés. Cela n’invalide pas pour autant 75 % des opérations réalisées (l’efficacité énergétiques pouvant être améliorée tout en restant dans la même classe de DPE, mais cela souligne l’ampleur de la tâche avant d’arriver aux objectifs de 2050 (tous les bâtiments devront avoir atteint le niveau BBC) ;

– l’accompagnement des particuliers n’est pas au niveau des attentes (seulement 15 % des ménages ayant réalisé des travaux ont bénéficié d’informations et d’accompagnement, et, surtout, 36 % de ceux ayant réalisé des travaux permettant de sauter deux classes énergétiques estiment avoir manqué d’accompagnement). À cet égard, les architectes, qui constituent un maillon central des rénovations d’ampleur, paraissent souvent oubliés dans la liste des acteurs sur lesquels s’appuyer et auxquels donner un rôle de conseil étayé. À cet égard, ce sont bien les maîtres d’ouvrage, maîtres d’œuvre et artisans qui doivent acquérir des compétences énergétiques et travailler ensemble ;

– les résultats ne sont pas non plus au niveau escompté : un tiers seulement des travaux sur les « toitures/combles » sont performants et ce ratio tombe à un sixième au niveau des postes « fenêtres/ouvertures » et « murs ». En outre, une déception certaine s’exprime en matière de qualité de l’air, les questions de ventilation constituant le parent pauvre de la rénovation énergétique, une défaillance qui pourrait être rattrapée par un effort d’information plus systématique. Une mauvaise ventilation a en outre un impact négatif sur la santé des occupants du logement. Cette question devrait être d’autant plus mise en valeur que l’enquête fait apparaître que le confort constitue le premier motif de la rénovation (80 % des réponses), avant les économies d’énergie (50 % des réponses la mentionnent) ;

– le taux de satisfaction des ménages est, paradoxalement, élevé (les travaux ayant été entrepris pour des raisons de confort plus que de performance) et 27 % des ménages ayant réalisé des travaux estiment que tous les travaux de maîtrise de l’énergie ont été faits, alors que, selon l’enquête TREMI, seules 5 % des rénovations réalisées ont eu un impact énergétique important (saut de 2 classes énergétiques du DPE ou plus). Il existe donc un décalage important entre les attentes des pouvoirs publics en termes de maîtrise de l’énergie des pouvoirs publics et celles des ménages en ce domaine : la demande des ménages, quand elle s’exprime, n’est pas assez exigeante. Là encore, une information mieux ciblée sur des cas réels et une présentation de façon la plus pédagogique possible des « pièges » à éviter devraient permettre de réaliser des travaux qui s’avèrent plus satisfaisants.

3. Un meilleur suivi doit être organisé

Le plan pour la rénovation des bâtiments le souligne justement : un travail important sur la connaissance est nécessaire. « L’état du parc de bâtiments, tant résidentiels que tertiaires, est mal connu de même que les niveaux de consommation énergétique ou encore les actions de rénovation réalisées. Outre le manque de données fiables, se pose aussi la question de leur accessibilité pour les acteurs, publics ou privés, professionnels du secteur. Ils ne demandent pourtant qu’à s’en saisir pour mener et suivre plus efficacement leur action et créer des nouveaux services à forte valeur ajoutée. »

Il conviendrait en premier lieu de disposer d’outils de suivi précis et harmonisés au niveau national et local pour évaluer la réalité de la dynamique de rénovation et des politiques publiques associées. Plusieurs types de suivi de données existent – enquêtes de l’Observatoire permanent de l’amélioration énergétique du logement (Open), base des diagnostics de performance énergétique (DPE), données des observatoires régionaux – mais elles sont incomplètes.

Il est prévu que l’Ademe, sous l’égide du comité de pilotage du plan de rénovation énergétique des bâtiments mette en œuvre un Observatoire national de la rénovation énergétique (articulation avec les acteurs existants : réseau des CERC, observatoire BBC, Observatoire national de la précarité énergétique, etc). En préalable, un tableau de bord de la rénovation énergétique doit être établi.

Installé en mars 2018, le comité de pilotage du plan de rénovation énergétique des bâtiments (Copreb) est coprésidé par le ministre chargé de l’Énergie et par le ministre chargé du Logement, il comprend les représentants des associations de collectivités (Régions de France, Assemblée des départements de France (ADF), Association des communautés de France (AdCF), Association des maires de France (AMF) et de personnalités qualifiées (notamment issues d’association de lutte contre la précarité énergétique). Il implique différents directions et opérateurs de l’État : direction générale de l’énergie et du climat (DGEC), direction de l’habitat, de l’urbanisme et des paysages (DHUP), direction de l’immobilier de l’État (DIE), ministère de l’Action et des Comptes publics, Agence nationale pour l’information sur le logement (Anil), Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie (Ademe) et Agence nationale de l’habitat (Anah). Les présidents du Plan bâtiment durable et du Conseil supérieur de la construction et de l’efficacité énergétique représentent les acteurs de la filière.

4. Des outils perfectibles et complexes

Votre rapporteur souligne en préambule que le rythme d’accroissement du parc des constructions neuves est tel que la priorité doit bien être donnée au parc de logements existants.

Les travaux de la mission ont, sur la question de l’efficacité énergétique des bâtiments, essentiellement porté sur l’accès des particuliers aux aides disponibles. La réglementation thermique des bâtiments neufs en métropole (RT 2012) qui fixe un plafond de consommation ([102]), des bâtiments neufs dans les départements d’outre-mer (RTAA DOM), ou des bâtiments existants rénovés, la réglementation relative aux travaux dits « embarqués » qui doivent être réalisés dans le cadre d’un ravalement ou d’une réfection de toiture par exemple, sont d’autres aspects importants de la transition énergétique dans le secteur du logement.

Plusieurs leviers sont mobilisés : un taux réduit de TVA, le crédit d’impôt pour la transition énergétique qui a été sensiblement renforcé pour les travaux réalisés après le 1er septembre 2014, l’éco-prêt à taux zéro, le programme de lutte contre la précarité énergétique « Habiter mieux » mis en œuvre par l’Anah et ciblé sur les ménages les plus modestes du parc privé, et les actions développés par les organismes HLM pour le parc public.

Le rapport relatif aux aides à la rénovation énergétique des logements privés, remis par le Conseil général de l’environnement et du développement durable (CGEDD) et l’Inspection générale des Finances (IGF) ([103]) rappelle que les politiques publiques de soutien à la rénovation énergétique des logements privés avaient un coût de 3,2 milliards d’euros pour l’État en 2016, dont un peu plus de la moitié pour le CITE, près d’un tiers pour le taux réduit de TVA à 5,5 %, et un peu plus d’un huitième pour le programme Habiter Mieux de l’Agence nationale pour l’habitat (Anah), ce dernier dispositif étant soumis à un plafond de ressources. Le rapport souligne : « la consommation conventionnelle du parc de logements pour l’année 2016 est ainsi estimée à 525 TWh. Selon la simulation effectuée, les mécanismes aujourd’hui en place ont permis de susciter 10,6 milliards d’euros de travaux de rénovation énergétique en 2016 pour un gain de 0,76 TWh de consommation énergétique soit 0,15 % de la consommation totale du parc. À horizon 2030 la poursuite de cette tendance conduirait à des économies de l’ordre de 18 % pour le parc existant. Cependant, l’estimation de la consommation conventionnelle du parc de logements à cet horizon doit aussi tenir compte des constructions neuves. La croissance du parc de logements est évaluée à 1,12 % en moyenne annuelle. Ces constructions neuves, conformes aux réglementations thermiques, affichent des performances énergétiques supérieures au parc existant mais viennent néanmoins augmenter la consommation énergétique globale, notamment en fonction de l’augmentation du nombre de ménages. »

Les travaux menés par la mission d’information ont, sans surprise, souligné les difficultés d’accès aux aides disponibles. Ce n’est pas tant que les dispositifs manquent, c’est davantage leur lisibilité et leur cohérence qui est interrogée. Votre rapporteur partage ces interrogations.

synthèse des dispositifs en faveur de la rénovation énergétique des logements

(*) En fonction du niveau de ressources : 50 % pour les ménages très modestes et 35 % pour les ménages modestes

(**) Plafond porté à 50 000 euros en cas de rénovation d’un logement indigne ou très dégradé.

Source : Rapport relatif aux aides à la rénovation énergétique des logements privés, Conseil général de l’environnement et du développement durable (CGEDD) et Inspection générale des Finances (IGF).

Chacune des aides a été conçue pour un objectif propre, justifiant un champ et un niveau d’intervention spécifiques, qui peuvent être démontrés, sans vision d’ensemble. In fine, le résultat global apparaît complexe et peu satisfaisant.

Le crédit d’impôt pour la transition énergétique (CITE) a été créé par la loi de finances pour 2015, se substituant à l’ancien crédit d’impôt pour le développement durable (CIDD), qui avait lui-même remplacé le crédit d’impôt pour l’acquisition de gros équipements (ascenseurs, sanitaires, chauffage), créé par la loi de finances pour 2000. Il est accessible aux propriétaires, locataires ou occupants à titre gratuit pour les dépenses de travaux réalisés par un professionnel labellisé RGE dans leur résidence principale.

Le CITE, qui est défini à l’article 200 quater du code général des impôts, est égal à 30 % des dépenses engagées pour l’amélioration de la performance énergétique du logement. Les dépenses sont retenues dans la limite de 8 000 euros pour une personne seule et de 16 000 euros pour un couple soumis à imposition commune (avec une majoration de 400 euros par personne à charge). Le coût du CITE a fortement évolué, de 874 millions d’euros en 2015 (travaux réalisés en 2014) à près de 1,7 milliard d’euros aujourd’hui. Il avait, dans une forme précédente, atteint un coût annuel de 2,7 milliards d’euros.

Le dispositif a fait l’objet de plusieurs mesures de prorogation et de recentrages successifs. Il a, pendant une période, été nécessaire de réaliser des bouquets de travaux pour en bénéficier, ce qui faisait sens au plan de la rénovation mais était complexe à mettre en œuvre. Ses évolutions récentes ([104]) traduisent les difficultés à réorienter un dispositif dont l’existence crée des conditions d’activité, des habitudes spécifiques et, il faut bien le dire, des effets d’aubaine ([105]).

Votre rapporteur souligne que les aides financières et le CITE peuvent bien être cumulés, sous réserve que le montant des aides perçues soit déduit des dépenses ouvrant droit au crédit d’impôt, ce qui est parfaitement en phase avec les règles régissant l’ensemble des réductions et crédits d’impôts. Certains acteurs ont jugé que cette déduction des aides reçues du montant des dépenses supportées devrait être supprimée. Votre rapporteur ne souscrit pas à ce raisonnement, et souligne que les réductions d’impôt ne peuvent par principe que porter sur des dépenses réellement exposées, pour leur montant réel (reste à charge).

Le CITE implique, par essence, un décalage dans le temps entre l’engagement des travaux et la perception du crédit d’impôt, obtenu l’année suivante lors de la liquidation de l’impôt afférent aux revenus de l’année n-1. Pour pallier cet inconvénient, qui constitue un obstacle pour les ménages les plus modestes, le Président de la République s’était engagé à transformer le CITE en prime pour 2019, la réforme ayant été repoussée à 2020. Il en découle à ce stade une période de relative incertitude qui nuit au lancement de travaux ambitieux, les particuliers ne sachant pas quel sera le régime de cette nouvelle aide. Il conviendrait de clarifier la situation dès à présent, sans attendre la prochaine loi de finances, sous peine de grever les investissements réalisés fin 2019 et début 2020, les particuliers étant depuis plusieurs mois dans une situation d’attente vis-à-vis de la réglementation qui leur sera applicable, ce qui n’est pas satisfaisant.

Le taux réduit de TVA de 5,5 % est applicable aux travaux réalisés en vue de l’amélioration de l’efficacité énergétique d’un logement, qu’il s’agisse d’une résidence principale ou secondaire. Il concerne les travaux visant l’installation des matériaux et équipements éligibles au CITE. Entre 1999 et 2014, un taux réduit unique (5,5 % puis 7,0 % à partir de 2012) était applicable à l’ensemble des travaux d’entretien-amélioration des logements. Mais, depuis 2014, le taux réduit de TVA applicable aux travaux de rénovation énergétique a été abaissé et fixé à 5,5 % et le taux réduit de TVA applicable aux autres travaux d’entretien-amélioration des logements a été relevé à 10 %.

L’éco-prêt à taux zéro (éco-PTZ), créé en 2009, repose sur une logique d’amélioration de la performance énergétique (bouquet ou taux d’économies d’énergie). Les intérêts du prêt bancaire sont pris en charge par l’État. Le montant du prêt peut aller jusqu’à 30 000 euros, selon les travaux réalisés, pour une durée allant de trois à quinze ans. Les travaux doivent être réalisés par une entreprise labellisée RGE. Ils peuvent consister en un « bouquet de travaux » comportant au moins deux actions de rénovation simultanées ou en travaux ayant pour but d’atteindre une performance énergétique globale (très peu utilisé). Le coût générationnel lié aux éco-prêts émis en 2017 s’élève à 3 millions d’euros. 24 315 prêts individuels ont été accordés en 2017. Les modalités d’accès à l’éco-PTZ sont souvent jugées trop complexes, les formulaires détaillés devant être remplis par le bénéficiaire et l’entreprise. Par ailleurs, des justificatifs des travaux doivent être apportés après leur réalisation. Enfin, les opérations imposant des bouquets de travaux sont souvent jugées trop contraignantes.

Les certificats d’économie d’énergie (CEE), qui visent à mieux maîtriser de la demande énergétique, ont été créés en 2005. Les fournisseurs d’énergie (vendeurs d’énergie appelés les « obligés » : électricité, gaz, chaleur et froid, fioul domestique et carburants pour automobiles) sont incités à promouvoir l’efficacité énergétique auprès de leurs clients. Il leur est assigné une obligation triennale de « réalisation » d’économies d’énergie, calculée en fonction du poids de chacun dans les ventes d’énergie aux secteurs résidentiel et tertiaire de la période précédente. S’ils ne respectent pas leurs obligations, les obligés sont tenus de verser une pénalité libératoire. Les certificats d’économies d’énergie sont obtenus à la suite d’actions entreprises en propre par les obligés, par l’achat de certificats d’économies d’énergie auprès d’autres acteurs ayant mené des opérations d’économies d’énergie, tels que les ménages ou les professionnels, ou à travers des contributions financières à des programmes d’accompagnement. Le fournisseur d’énergie obtient une unité de CEE par kWh cumac économisé. Une obligation supplémentaire de CEE pour les ménages en situation de précarité énergétique a été mise en œuvre en 2016. La 4ème période d’obligations de 2018 à 2020 représente un montant global de 1 600 TWhc, dont 400 TWhc dans le domaine de lutte contre la précarité énergétique. Cela représente deux milliards d’euros consacrés par les vendeurs d’énergie aux économies d’énergie. Au 30 juin 2018, 1 560 TWhc ont été délivrés dont près de 1 000 depuis 2015 ([106]).Votre rapporteur souligne la complexité extrême de mise en place des dossiers, comparable aux éco-prêts à taux zéro. Le projet de loi relatif à l’énergie et au climat en cours de discussion, prévoit de renforcer la lutte contre la fraude aux CEE et, en particulier, les opérations fictives.

Le programme « Habiter Mieux » de l’Agence nationale pour l’habitat (Anah), lancé en 2010, vise à lutter contre la précarité énergétique, l’habitat indigne ou dégradé. Il s’adresse aux ménages propriétaires occupants modestes et très modestes et est soumis à des conditions de ressources. Le budget de l’Anah est abondé par une partie des recettes des enchères tenues sur le marché européen du carbone EU-ETS. Ce programme a permis la rénovation thermique de 31 265 logements en 2013, 49 831 en 2014, 49 706 en 2015, 40 726 en 2016, et 52 266 en 2017. Son nouvel objectif défini par le plan climat pour la période 2018-2020 est fixé à 75 000 logements rénovés. On constate en moyenne un gain énergétique de l’ordre de 40 % dans le cadre du programme habiter mieux, ce qui est élevé et supérieur aux conditions exigées pour bénéficier de l’aide (seuil de 25 % de gain énergétique).

Enfin, de nombreuses aides sont proposées par les collectivités territoriales, qui ne bénéficient pas toutes d’une bonne visibilité.

Il ressort des travaux menés par la mission d’information que les aides sont trop instables dans le temps. Or, les travaux menés par les particuliers doivent s’appuyer sur des dispositions pérennes. Il faut bien constater que l’on se heurte là parfois aux limites intrinsèques de certains dispositifs, tels que le crédit d’impôt, dont l’évolution peut être annuelle avec l’examen de la loi de finances, et qui trouve sa place dans un cadre fiscal au sein duquel il est recommandé, pour des motifs évidents d’efficacité de la dépense publique, de cerner les niches fiscales dans le temps et de les réajuster au fur et à mesure qu’elles produisent leurs effets.

Les aides sont également trop complexes à articuler entre elles, car reposant sur des objectifs spécifiques, répondant à des temporalités et des critères propres. Les interlocuteurs diffèrent selon les aides. Ainsi, certaines aides doivent-elles être sollicitées dès avant la réalisation des devis, telles que les CEE. Les factures doivent ensuite être adressées dans un certain délai. Le CITE doit, quant à lui, faire l’objet d’une déclaration dans la déclaration de revenus après le paiement des factures. Le facteur commun réside dans la réalisation des travaux par un professionnel qualifié « Reconnu Garant de l’Environnement » ou RGE (67 500 professionnels labellisés RGE en 2017), ce qui est une bonne chose.

La mise en œuvre du réseau et de la plateforme Internet Faciliter, accompagner et informer pour la rénovation énergétique (FAIRE) de l’Ademe, qui recense les professionnels et publie leur certification RGE, est une bonne démarche. Néanmoins, il convient de rappeler que plusieurs types de qualifications RGE existent selon les travaux à réaliser, ce qui ne simplifie pas les choses pour le particulier qui doit s’assurer que le professionnel dispose de la bonne qualification pour le type de travaux envisagés.

L’accès aux aides, s’il est possible, peut ainsi parfois être assimilé à une course d’obstacles.

S’agissant du recentrage des aides sur les rénovations les plus exigeantes, votre rapporteur estime qu’il ne paraît pas souhaitable de renforcer à l’extrême les ambitions des travaux, au risque d’exclure la plus grande partie des particuliers. Il souhaite toutefois attirer l’attention sur le fait que certains professionnels ont pu souligner l’intérêt des rénovations, même très modestes, dans le cadre d’une politique de petits pas. De telles démarches très ponctuelles peuvent difficilement être encouragées en ce qu’elles portent le risque de saupoudrer l’aide publique et de diluer considérablement son efficacité.

Il est donc, selon votre rapporteur, nécessaire de trouver un juste équilibre entre exigence et réalisme, compte tenu du public visé. Le plan pour la rénovation énergétique des bâtiments prévoit de favoriser les parcours de rénovation par étapes, ce qui fait sens. Il conviendra toutefois de s’assurer d’un niveau d’efficacité satisfaisant et d’une planification dans le temps cohérente des gestes de rénovation, en soulignant que certaines opérations doivent nécessairement être réalisées simultanément (isolation/ventilation). Les démarches doivent être « BBC compatibles » ([107]).

On observe que le CITE et les aides en général bénéficient essentiellement aux propriétaires de maisons individuelles alors que ce sont les logements collectifs et ceux occupés par des locataires dont les performances énergétiques sont plus médiocres que la moyenne ([108]). Ainsi, plus de 45 % des locataires du secteur privé occupent des logements aux performances énergétiques très basses correspondant aux étiquettes F et G, contre 20-25 % des locataires du parc social ou des propriétaires occupants. Le dispositif habiter mieux de l’Anah est certes ouvert aux copropriétés et comporte un volet pour les plus fragiles mais ce n’est pas suffisant. Il convient de réexaminer la manière d’intéresser ou de contraindre, si cela s’impose, les bailleurs à la rénovation des logements loués. Sans cela, les biens loués demeureront longtemps un angle mort de la rénovation énergétique. Votre rapporteur note avec satisfaction l’intention affichée dans le projet de PPE d’élargir le CITE rénové aux propriétaires bailleurs. La loi prévoit, depuis 2009, un partage possible entre propriétaire et locataire des gains liés aux travaux de rénovation énergétique mais elle est méconnue et très peu mise en œuvre. La loi relative à la transition énergétique prévoyait en son article 12 un critère de performance énergétique minimale des logements loués, mais le décret pris pour son application se contente de fixer le décret des caractéristiques relatives aux infiltrations d’air parasites ou à la ventilation du logement. Un niveau de performance énergétique minimal – tel que celui des 330 kWh/m2.an prévu par le décret du 26 décembre 2014 relatif aux logements sociaux mis en vente, n’a pas été fixé, ce qui est regrettable. Plusieurs amendements au projet de loi relatif à l’énergie et climat visent à interdire la mise en location de logements ne répondant à une norme chiffrée de plafond d’émissions de CO2, ce qui constitue une réponse efficace aux besoins de rénovation les plus criants, mais constitue un choix politiquement très difficile.

À la suite du plan climat, le Gouvernement a présenté le 26 avril 2018 le plan de rénovation énergétique des bâtiments, qui repose sur trois objectifs indissociables : la réduction des besoins en énergie des bâtiments, le recours à des systèmes efficaces pour limiter la consommation d’énergie et l’accélération du déploiement des énergies renouvelables. Le plan prévoit en particulier de :

– créer un fonds de garantie de plus de 50 millions d’euros pour aider 35 000 ménages aux revenus modestes par an. En effet, 7 à 8 millions de ce qu’il est malheureusement convenu de nommer « passoires thermiques » sont dénombrées en France. Parmi celles-ci, 3,8 millions sont occupées par des ménages modestes, dont 1,5 million de propriétaires de leur logement. Les objectifs de rénovation sont fixés de la façon suivante : rénover en 10 ans ce 1,5 million de « passoires thermiques » habitées par des ménages propriétaires à faible revenu (l’objectif est d’accompagner financièrement chaque année 150 000 rénovations de ce type). Cette cible s’inscrit dans l’objectif national de rénovation thermique de 500 000 logements par an, dont la moitié est occupée par des ménages aux revenus modestes. L’objectif complémentaire de rénovation de 100 000 logements sociaux chaque année ([109]) doit permettre d’atteindre 250 000 logements occupés par des personnes aux revenus modestes (soit l’objectif de la LTECV). Les 250 000 rénovations autres doivent être réalisées par les propriétaires, occupants ou bailleurs, dans le reste du parc ;

– simplifier les aides pour tous les Français en rendant forfaitaire le crédit d’impôt et en adaptant l’éco-prêt à taux zéro existant ;

– fiabiliser l’étiquette énergie des logements, le diagnostic de la performance énergétique (DPE), pour plus de confiance ;

– mieux former les professionnels et mieux contrôler la qualité des travaux en réformant le label RGE (reconnu garant de l’environnement), en investissant 30 millions d’euros dans la formation des professionnels et 40 millions d’euros dans l’innovation ;

– encourager une rénovation massive des bâtiments publics de l’État et des collectivités en mobilisant 4,8 milliards d’euros.

Le Gouvernement débloquera plus de 200 millions d’euros dédiés à accélérer la mise en route du plan rénovation, via les programmes de Certificats d’économies d’énergie (CEE).

5. Mieux conseiller les particuliers

Les retours sur investissement sont longs et nécessitent un accompagnement qui ne doit pas être limité à des aides financières mais doit aussi apporter un éclairage technique et indépendant sur les possibilités d’amélioration et les retours attendus.

Le service public de la performance énergétique de l’habitat (SPPEH)

La loi pour la transition énergétique a prévu la mise en place du service public de la performance énergétique de l’habitat (SPEEH). Les plateformes territoriales de la rénovation énergétique (PTRE) ont été créées par la loi, à l’échelle d’un ou de plusieurs EPCI. Cependant, un certain foisonnement des structures et des missions réduit la lisibilité de cette organisation. Le premier interlocuteur du particulier localement est en principe le guichet unique local « point rénovation info service » (PRIS), qui diffuse des informations relatives aux solutions de financements mobilisables, aux solutions techniques, aux professionnels, mais aussi des conseils juridiques. L’information diffusée auprès des particuliers repose en grande partie sur le réseau des conseillers « info énergie » dont le travail a été salué au cours des travaux de la mission. Mais ce réseau ne peut, à lui seul, supporter l’ensemble des tâches relevant d’un service public dédié à l’efficacité énergétique.

Le rapport rendu en 2017 sur cette question ([110]) souligne les améliorations à apporter, en termes de rationalisation et d’homogénéisation du service rendu au particulier, qui souhaite pouvoir s’appuyer sur un tiers de confiance. Une démarche pro-active doit être encouragée dans la diffusion de l’information et la participation à des événements donnant de la visibilité à la question de la rénovation énergétique. Les régions et EPCI ont également vocation à devenir des acteurs de premier plan par leur contribution à la massification de la rénovation des logements (en déployant des opérations territorialisées de rénovation), le versement d’aides financières aux particuliers, le suivi et l’observation des rénovations aidées sur le territoire. Il convient de relever que les différences climatiques (par exemple outre-mer) mais aussi sociales ou démographiques nécessitent de donner toute leur place aux collectivités territoriales.

La question du financement de ce service public n’est pas clairement tranchée et les régions appellent à un financement cohérent avec l’ambition du dispositif.

Les limites du DPE ont été soulignées au cours des travaux de la mission (ils dépendent en bonne partie du mode de vie des habitants, ils sont fixés selon les consommations d’énergie primaire, notion abstraite pour les personnes concernées, qui raisonnent en énergie finale consommée). Le plan pour la rénovation de l’habitat prévoit que le diagnostic de performance énergétique sera fiabilisé d’ici mi-2019 et plus facilement rendu opposable et que les contrôles des diagnostiqueurs soient renforcés.

La première mesure serait de s’assurer que les travaux prescrits sont les bons et que le projet a été validé par un professionnel compétent ([111]).

M. Guillaume Feyniès, pour l’UFC Que choisir, estimait nécessaire que le professionnel s’engage sur un résultat au terme de la rénovation et soit donc tenu par une obligation de résultat. Des dispositifs d’engagements couverts par une police d’assurance portant sur les résultats énergétiques, avec des marges d’erreur de l’ordre de 5 % tolérées, existent et devraient être diffusés.

Le manque de transparence sur le coût, élevé, des équipements a également été souligné par l’association, qui dénonce des écarts de prix constatés en France ou entre États européens : « un autre frein important est celui que constitue le coût élevé des équipements. Selon une étude de 2015 de la Commission européenne, un panneau photovoltaïque d’un kilowatt coûte, en Belgique, entre 1 400 et 1 700 euros, contre 2 300 euros en France, écart de prix que nous ne parvenons pas à expliquer, et qui va même, d’un pays européen à l’autre, du simple au double ou au triple pour d’autres équipements » (audition du 18 novembre 2018). Une trop faible concurrence en France rend difficile l’appréhension du juste prix d’une intervention pour le particulier. D’autant que, le nombre de professionnels qualifiés RGE n’étant pas très élevé, ils sont peu disponibles et la comparaison de devis entre professionnels qualifiés est difficile.

Dans son rapport sur le plan de programmation des emplois et des compétences, rendu en février 2019, Laurence Parisot rappelle que, « selon les critères [établis par] l’Ademe, 131 020 emplois en 2015 ([112]) seraient liés à l’amélioration de l’efficacité énergétique du bâtiment-résidentiel, c’est-à-dire l’isolation, le remplacement des ouvertures, l’installation des chaudières à condensation et d’électroménagers énergétiquement performants. » Les métiers de conception (architectes, bureaux d’études) sont appelés à mieux connaître les éléments techniques et les réglementations thermiques. Les gestes métiers sont appelés à évoluer dans de nombreux corps de métier. L’organisation du travail implique, dans des rénovations plus globales, de mieux coordonner les différents corps de métier, dans un secteur traditionnellement caractérisé par une forte autonomie. La transformation des compétences passe à la fois par la formation initiale et la formation continue. S’agissant de la formation initiale, les acteurs entendus par la mission ont témoigné d’un manque d’appétence pour ces métiers, malgré l’existence de formations. La pénurie de main-d’œuvre a été confirmée par les travaux de la mission d’information. Un accord-cadre signé entre l’Ademe et la Fédération française du bâtiment concentre les efforts sur l’acquisition de compétences par des formations sur des cas concrets. Le rapport souligne que les formations permettant la délivrance de la qualification RGE sont jugées trop théoriques. Les délais d’obtention de la certification après la formation sont critiqués par les professionnels. On peut enfin observer qu’une personne, qui peut être le gérant, doit être formée au sein de l’entreprise pour que cette dernière obtienne la mention RGE, alors que rien ne permet d’assurer la transmission des savoirs au sein de l’entreprise.

Les travaux de rénovation sont une chose mais l’usage quotidien doit aussi retenir toute l’attention. Ainsi, la maintenance des équipements est-elle également essentielle, qu’il s’agisse de chaudières classiques ou utilisant une source d’énergie renouvelable.

Le compteur Linky, en fournissant des données de consommation en temps réel, est dans son principe très utile pour favoriser les économies d’énergie. Il permet au consommateur de prendre conscience des actions à mener. Mais, pour l’instant, ces données sont peu et mal utilisées. Les données de consommation au pas de la demi-heure ne sont ainsi récupérées que pour 3 % des 13 millions de consommateurs équipés de Linky. L’Ademe estime dans son avis de septembre 2018 sur les compteurs communicants Linky que, pour les particuliers, les économies d’électricité liées à ce type de compteur pourraient aller de quelques pourcents jusqu’à 10 % pour les plus gros consommateurs, mais dépendent fortement des conditions d’accompagnement des ménages. Là encore, un effort d’information mieux affirmé doit être entrepris afin d’éclairer un large public sur les fonctionnalités d’un tel outil, pour lui-même – c’est-à-dire son bénéfice direct – et non seulement pour Enedis, mais aussi sur les protections apportées à leurs données à caractère personnel, qui constituent encore une préoccupation centrale obérant l’efficacité globale du dispositif. Les données devraient également servir aux gestionnaires du réseau de distribution afin de mieux accompagner l’installation des énergies renouvelables décentralisées et le déploiement des véhicules électriques.

6. Le chauffage

Votre rapporteur souligne que le premier geste de rénovation devrait consister en une isolation thermique efficace. Celle-ci impacte directement le besoin en chauffage du logement.

La France souffre d’une trop forte proportion de chauffage à l’électricité (un tiers du parc de logements français est chauffé à l’électrique ([113])) qui a été historiquement diffusé et survalorisé dans un contexte de faible coût de l’électricité, pour des logements trop souvent mal isolés, et qui place notre pays dans une situation tout à fait spécifique, et même atypique car elle n’est pas observée ailleurs (chez nos voisins allemands notamment, l’électricité étant onéreuse, on ne se chauffe pas à l’électrique).

La PPE prévoit, d’ici 2023, le remplacement de 10 000 chauffages charbon (la moitié de ceux restants) et 1 million de chaudières fioul (sur un parc restant de 3,5 millions) par des moyens de production de chaleur renouvelable ou des chaudières au gaz à très haute performance énergétique, ainsi que 9,5 millions de logements chauffés au bois avec un appareil efficace. La sortie du chauffage au charbon chez les particuliers est prévue pour 2028.

Un minimum de chaleur renouvelable sera imposé dans tous les bâtiments neufs dès 2020.

Votre rapporteur observe que la PPE prévoit que les pompes à chaleur fassent l’objet d’une politique volontariste, avec un objectif de multiplication par près de trois des installations d’ici 2028 (par deux dans le tertiaire).

Le parc de pompes à chaleur (PAC) en 2017 est de 7,1 millions d’équipements installés, dont 78 % de PAC air/air, 13 % de PAC air/eau, 6 % de chauffe-eau thermodynamiques et 3 % de PAC géothermiques. La production thermique renouvelable des équipements de la filière PAC s’élève à 27,6TWh en 2017. La part EnR valorisée par les PAC se situe à 75 % dans les maisons individuelles, 16 % dans le tertiaire et 9 % dans le collectif. Les objectifs de l’exercice PPE précédent pour 2018 ont été dépassés en 2016. Le projet de PPE souligne que « la situation est cependant contrastée entre les pompes à chaleur aérothermiques et les pompes à chaleur géothermiques : on constate en effet d’un côté un fort développement du marché des PAC air/air, un ralentissement du développement de la PAC air/eau et un fort ralentissement de la PAC géothermique (-15 % de ventes par an depuis 2008). »

Votre rapporteur estime que les pompes à chaleur géothermiques devraient faire l’objet d’un soutien plus marqué de la part de la puissance publique, qui permette de les différencier dans les aides applicables.

Le scénario 2017-2050 de negaWatt suppose des substitutions entre vecteurs qui modifient fortement les parts des énergies utilisées pour le chauffage et l’eau chaude sanitaire, au profit principalement des pompes à chaleur. Toutefois, la généralisation des pompes à chaleur se heurtera aux limites du système électrique, les solutions renouvelables devant être diversifiées ([114]).

7. l’État exemplaire ?

M. Gilles Vermot-Desroches, directeur du développement durable de Schneider Electric a traduit devant la mission un sentiment partagé par nombre des acteurs entendus : « Le premier grand frein à la transition énergétique en France – pays plus administré que d’autres – est de n’avoir, dans ce domaine, qu’un État régulateur et jamais exemplaire. […] Les études, notamment celles du Centre scientifique et technique du bâtiment (CSTB), montrent que tous les systèmes de gestion intelligente de ces bâtiments, en commençant basiquement par la boucle d’eau chaude, sont de nature à être rentabilisés en moins de deux ans. Un État qui a pris l’habitude de réglementer le sujet pour les acteurs privés, plus particulièrement dans le secteur résidentiel, et qui est propriétaire d’un stock de bâtiments tertiaires dont il gère plus du tiers, pourrait, par son action, pousser une filière, rénover des pratiques, créer de l’emploi et donner l’exemple à tous nos concitoyens. »

La loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte prévoit, s’agissant du parc de bâtiments tertiaires, un objectif de réduction de la consommation énergétique globale de 40 % en 2030 et 60 % en 2050.

La loi Elan a reporté la première échéance (initialement fixée à 2020) pour atteindre une baisse de consommation d’énergie dans le tertiaire d’au moins 40 % à 2030, 50 % en 2040 et 60 % en 2050 par rapport à 2010. La loi prévoit un nouveau décret encadrant la rénovation énergétique du parc tertiaire, qui doit paraître sous peu.

Le projet de PPE indique que des obligations d’efficacité énergétique seront appliquées aux bâtiments tertiaires existants pour atteindre une réduction de 40 % de leur consommation d’énergie en 2030 par rapport à 2010, en visant tous les secteurs d’activité et en limitant les dérogations aux seuls bâtiments de moins de 1 000 m².

Le plan rénovation énergétique indique que le parc tertiaire public représente approximativement 380 millions de m2 soit 37 % du parc tertiaire national. L’État et ses opérateurs sont propriétaires d’environ 100 millions de m2, tandis que les collectivités territoriales possèdent environ 280 millions de m2. Dans le cadre du Grand plan d’investissement, le Gouvernement doit intensifier la rénovation de ce parc (financements, ingénierie, travaux, intervention sur les usages, etc.), à hauteur de 4,8 milliards d’euros. L’État se fixe l’objectif de réduire la consommation énergétique de son parc de 15 % à l’horizon 2022, par rapport à 2010.

Des mesures sont attendues dans le cadre du projet de loi relatif à l’énergie et au climat sur ce sujet.

Le décret relatif aux bâtiments tertiaires, notamment ceux de l’État et des collectivités territoriales, devrait paraître prochainement a indiqué devant notre mission d’information Mme Emmanuelle Wargon ([115]).

Au-delà des bâtiments basse consommation, votre rapporteur souhaite apporter un éclairage particulier sur les constructions passives, encore peu développées en France, malgré une rentabilisation possible sur le moyen terme grâce aux économies d’énergie. En effet, la dépense énergétique pour le chauffage doit être deux fois moindre que celle d’un projet respectant la RT 2012.

Le rôle d’exemplarité des projets publics trouve ici à s’appliquer. Un exemple de construction intéressant peut être mentionné dans la commune de Frévin-Capelle, dont la salle polyvalente, construite à partir de matériaux biosourcés (ossature bois et isolation paille) est un bâtiment passif.

Votre rapporteur alerte enfin sur l’intention inscrite dans la PPE de réviser le coefficient de conversion en énergie primaire utilisé dans les bâtiments neufs ([116]) pour prendre en compte le mix énergétique projeté en 2035, qui trouverait à s’appliquer dans la transposition par ordonnance du paquet une énergie propre pour tous les Européens, telle qu’elle est prévue par le projet de loi relatif à l’énergie et au climat. L’impact de cette mesure ne doit en effet pas aboutir à requalifier des passoires thermiques et à les exonérer d’obligations de rénovation.

B. Lever les freins à une mobilité durable

Au niveau européen, un tiers de la consommation d’énergie finale est due au secteur des transports et celui-ci représente 24 % des émissions de GES en 2015 ([117]) (hausse des émissions de 23 % depuis 1990).

Selon l’Agence européenne pour l’environnement, en 2016, le transport par route représentait près de 72 % du total des émissions de GES dans le secteur du transport européen (y compris le transport aérien et maritime international). 44 % de ces émissions étaient dues aux véhicules particuliers et 19 % aux poids-lourds.

En France un tiers de l’énergie est consommé par les transports (44 MTeP en 2016). Surtout, les transports sont le premier secteur consommateur de produits pétroliers, avec 74 % de la consommation finale énergétique française de ces produits.

Pour le secteur des transports, on observe dès 2015 des résultats déviant fortement de la trajectoire SNBC et supérieurs à la part sectorielle indicative des budgets-carbone. Les premières estimations pour 2016 indiquent un dépassement de +6 % par rapport à l’objectif annuel. Estimées à 136 MtCO2eq, elles sont plus élevées qu’en 1990, de +12,4 %.

Le transport de voyageurs est à l’origine de l’émission de 76,4 Mt CO2 en 2016, soit 25 % des émissions nationales dues à la combustion d’énergie ([118]). Le transport individuel routier (voitures particulières et deux roues) représente à lui seul 93 % de ces émissions en 2016, contre 4 % pour le transport collectif terrestre (routier et ferroviaire) et 3 % pour les vols intérieurs. On note une baisse significative du taux d’occupation moyen des voitures particulières (de 1,78 passager en 1990 à 1,58 en 2016).

Tous modes confondus, les émissions du transport de voyageurs ont augmenté de 8 % entre 1990 et 2016, plus modérément que la hausse de l’activité mesurée en voyageurs-kilomètres (+ 30 %). Cela s’explique par la baisse du contenu carbone de l’énergie utilisée, liée à l’électrification croissante des transports collectifs, et à la baisse du contenu en CO2 de l’électricité elle-même (développement du nucléaire puis des EnR) ([119]).

Le tableau suivant, issu de la publication d’août 2018 Les facteurs d’évolution des émissions de CO2 liées à l’énergie en France entre 1990 et 2016 du Commissariat général au développement durable, présente la consommation d’énergie par voyageur-kilomètre et le contenu carbone de l’énergie du transport de voyageurs, par mode de transport.

La publication précitée indique que « le transport de marchandises (hors véhicules utilitaires légers) est à l’origine de l’émission de 22,9 MtCO2 en 2016, soit 7 % des émissions nationales dues à la combustion d’énergie. Encore davantage que pour les voyageurs, la route est largement prédominante, représentant 97 % de ces émissions en 2016, contre 2 % pour le ferroviaire et 1 % pour le fluvial. »

Votre rapporteur rappelle que les prestataires de transports, de voyageurs comme de marchandises, doivent informer chaque bénéficiaire de la quantité de gaz à effet de serre (GES) émise à l’occasion du transport demandé. Limitée initialement (à compter du 1er octobre 2013) au CO2, l’information a été étendue par la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte, depuis le 1er juin 2017 à d’autres gaz à effet de serre. Le tableau suivant, issu du guide méthodologique actualisé du ministère de la transition écologique et solidaire de 2018 Information CO2 des prestations de transport, ([120]) présente le facteur d’émission de CO2 des différentes sources d’énergie.

Le guide précise :

« Classe Euro des véhicules et rejet de CO2 : les faux amis !

Les normes européennes d’émission, dites normes Euro appliquées aux véhicules à moteur thermique, ont pour vocation de fixer des limitations en matière de rejets polluants et de particules. Ceux-ci sont les suivants : monoxyde de carbone (CO) ; hydrocarbures imbrûlés (HC) ; particules ; oxydes d’azote (NOx). L’appartenance d’un véhicule à une classe Euro ne permet donc pas de déterminer la quantité de GES émise lors d’une prestation de transport. »

1. Le véhicule particulier

S’il n’existe pas de véhicule totalement propre, tout véhicule générant des impacts environnementaux lors de sa fabrication, de son utilisation et en fin de vie, il est indispensable de lever les freins, dès aujourd’hui, au développement des véhicules à faibles émissions.

Des objectifs ambitieux ont été fixés, tant au niveau national – le plan climat fixe notamment l’objectif de mettre fin à la vente de voiture utilisant des énergies fossiles en 2040 ([121]) – qu’au niveau européen – un premier jalon en 2021 imposera aux constructeurs de commercialiser une flotte de véhicules émettant moins de 95 g CO2/km en moyenne, sous peine de sanctions conséquentes.

Le développement des véhicules à faibles émissions, sur lequel ce rapport se concentre, n’est pas le seul levier pour plus de mobilité durable. D’autres moyens ou modalités de transport doivent être valorisés, comme le vélo ou le co-voiturage. Votre rapporteur se félicite ainsi de la création, dans le projet de loi d’orientation des mobilités, d’un « forfait mobilités durables » bénéficiant aux personnes qui se rendent sur leur lieu de travail soit à bicyclette, soit par un moyen de covoiturage. La possibilité sera ainsi offerte à l’employeur de prendre en charge tout ou partie des coûts afférents, cet avantage étant, pour le salarié, exonéré d’impôts et de charges sociales. Il est également opportun de trouver des alternatives à la mobilité contrainte, comme le télétravail. L’une des contributions les plus populaires sur la plateforme de consultation citoyenne ([122]) mise en place par la mission préconise ainsi de renforcer les services locaux : « le transport le plus durable est celui que l’on ne fait pas ». Enfin, l’utilité de l’éco-conduite a plusieurs fois été mentionnée au cours des auditions comme un moyen de réduire les émissions de gaz à effet de serre.

Le principal constat dressé par la mission d’information est que les constructeurs automobiles sont extrêmement peu ambitieux dans le domaine des carburants alternatifs (GPL, GNV, bio-GNV, biocarburants ou carburants de synthèse). « Au moment où nous investissons massivement dans l’électrification, nous ne pouvons pas courir tous les lièvres technologiques à la fois » a ainsi indiqué le CCFA lors de son audition. Les constructeurs disent manquer de soutien politique.

a. Le véhicule électrique (batteries), incontournable pour certains usages

Il existe plusieurs types de véhicules électriques : des véhicules 100 % électriques ne comportant ni réservoir à carburant ni moteur à combustion mais un moteur électrique ; des véhicules hybrides qui sont des voitures à essence ou diesel dont le moteur est soutenu par un moteur électrique et dont les batteries se rechargent en roulant ; des véhicules hybrides rechargeables où un connecteur permet de recharger directement la batterie à partir du réseau électrique.

Les industriels français se sont engagés à développer fortement les véhicules électriques. Le contrat stratégique de filière cosigné avec l’État en mai 2018 prévoit de multiplier par cinq les ventes de véhicules 100 % électriques à l’horizon 2022. Pour M. Nicolas Le Bigot, directeur des affaires environnementales et techniques du Comité des constructeurs français de l’automobile (CCFA), « c’est un vrai défi qui vise à passer de 1,2 % de part de marché en 2017 à 6 % en 2022 » ([123]).

Le développement des véhicules électriques, malgré ce relatif engouement des industriels, rencontre encore un certain nombre de freins. Avec moins de 150 000 véhicules électriques à batterie et quelque 30 000 véhicules hybrides rechargeables en circulation aujourd’hui, la France est encore loin des volumes nécessaires pour faire baisser les émissions de gaz à effet de serre.

– Le premier frein tient au prix des véhicules électriques. Selon l’Ademe, le surcoût d’un véhicule à l’achat est de l’ordre de 10 000 euros pour le tout électrique, malgré un amortissement à l’usage et malgré l’existence d’un bonus écologique – jusqu’à 6 000 euros pour un tout électrique ;

– Le second frein est lié à l’autonomie des véhicules électrique, jugée insuffisante ;

– Le troisième frein, qui semble être le principal, concerne le déploiement des infrastructures. Le coût de l’infrastructure inclut non seulement la borne de recharge, mais également le transport du courant, les sous-stations et la connexion au réseau électrique. Selon l’AVERE ([124]), la France disposait, en décembre 2018, de 24 780 points de recharge publics, soit une augmentation de 24 % par rapport à septembre 2017. Parmi ces bornes, environ 65 % sont des bornes de recharge accélérée, 27 % étant en recharge lente et 8 % en recharge rapide. L’objectif fixé par le Gouvernement est de déployer environ 65 000 bornes à l’horizon 2020, dont 15 000 bornes de recharge publiques, est donc encore loin d’être atteint ;

– Le quatrième frein tient aux impacts des véhicules électriques sur le climat et l’environnement. 40 % de l’empreinte environnementale (climat et écosystème) est liée à la fabrication des batteries. Parmi les matériaux utilisés dans la fabrication des batteries, quelques-uns sont jugés critiques. Au premier titre, il s’agit des métaux utilisés pour l’électrode positive (cobalt, nickel, lithium), mais également le cuivre qui joue le rôle de collecteur de courant et le graphite naturel qui sert d’électrode négative. Néanmoins, la Fondation pour la nature et l’homme (FNH) et la Fondation européenne pour le climat (ECF) ont publié en décembre 2017 une étude ([125]) selon laquelle les émissions de gaz à effet de serre induites par la fabrication, l’usage et à la fin de vie d’un véhicule électrique, sont actuellement 2 à 3 fois inférieures à celles des véhicules essence et diesel. En 2030, l’empreinte du véhicule électrique pourra varier entre 8 et 14tCO2-eq., en fonction notamment du mix électrique ;

Ces différents freins expliquent le manque d’attrait du véhicule électrique en France. D’après un sondage d’Odoxa réalisé pour RTE et publié le 30 janvier 2019, 73 % des Français pensent que le véhicule électrique n’est pas économique par rapport à un véhicule thermique ; 26 % pensent qu’il n’a pas assez d’autonomie pour rouler suffisamment ; 12 % pointent l’absence de recharges chez eux ou sur leur lieu de travail : 80 % pensent que « la voiture électrique ne serait pas vraiment écologique ».

Certains territoires rencontrent plus de freins que d’autres, en fonction de leur organisation spatiale, de leur relief, de la prédominance du rural ou de l’urbain, ainsi que de la nature de l’habitat, individuel ou collectif.

Le projet de loi d’orientation des mobilités vise à lever un certain nombre de freins, notamment en matière de déploiement d’infrastructures. Il précise le statut juridique des opérateurs de recharge de véhicules électriques ou hybrides rechargeables ; il augmente le taux maximal de prise en charge des coûts de raccordement au réseau ; il renforce les obligations de pré-équipement applicables aux bâtiments neufs, qui bénéficient de travaux ou existants ; il clarifie les missions des gestionnaires de réseaux de distribution d’électricité en matière d’études de raccordement ; il prévoit que les infrastructures de recharge de véhicules électriques et hybrides rechargeables permettront d’assurer le pilotage de la recharge et d’assurer la bidirectionnalité des flux et renforce le « droit à la prise » dans les copropriétés.

La mission préconise de poursuivre les travaux de R&D pour la conception de moteurs électriques plus efficients, donc moins chers à réaliser que des moteurs classiques à aimant permanent, et présentant des rendements très élevés, c’est-à-dire une consommation énergétique moindre pour une puissance donnée, quel que soit l’usage.

Afin d’inciter à l’électromobilité, les collectivités pourraient décider de mettre en place un dispositif qui existe actuellement à Amsterdam et qui permet à tout particulier détenteur d’un véhicule électrique de faire une demande d’installation de borne à la municipalité ; cette borne est alors installée à proximité de son domicile, sur une place publique accessible à tous. « On brise ainsi le paradoxe infernal de la poule et de l’œuf » a indiqué M. Joseph Beretta, président de l’Association nationale pour le développement de la mobilité électrique (Avere).

Enfin, il apparaît essentiel aux membres de la mission de garantir la soutenabilité environnementale de la filière électrique. Il s’agit de développer de nouvelles technologies s’affranchissant des matériaux critiques. La mission reprend également à son compte une préconisation de l’Office parlementaire d’évaluation des choix scientifiques et technologiques (OPECST) ([126]). Afin de préparer le recyclage et la seconde vie des batteries, il faut définir dès à présent des critères exigeants, par exemple en termes de performance du recyclage, pour protéger cette industrie naissante et préparer un statut spécifique des entreprises de recyclage (recyclabilité by design). La mission insiste également sur l’importance de développer les services au système électrique rendus par les véhicules électriques, qui permettront d’accentuer leurs atouts environnementaux.

Votre rapporteur souligne toutefois que se lancer dans une course à l’autonomie sans limite constituerait une erreur lourde de conséquences pour les prochaines décennies. Ce sont bien les usages du véhicule électrique qui doivent être précisément interrogés. Quel sens aurait l’équipement d’un véhicule d’une batterie extrêmement lourde pour lui permettre de parcourir un millier de kilomètres ?

Tous les efforts en matière de mobilité durable ne doivent pas être focalisés sur l’électrique. Il est essentiel de disposer, demain, d’une diversité de solutions technologiques.

b. Le véhicule à hydrogène (piles à combustible)

Alors qu’une voiture électrique puise son énergie d’une batterie accumulant des kWh et rechargée sur le réseau électrique, une voiture à hydrogène fait appel à une pile à combustible qui produit directement l’électricité à bord à partir de réservoirs sous pression stockant de l’hydrogène.

Les véhicules hydrogène pour les particuliers ont trois atouts majeurs par rapport aux véhicules à batterie : un faible temps de recharge (3 minutes, comparable à un plein d’essence) ; une plus grande autonomie comparable à celle des véhicules thermiques ; un poids plus faible du véhicule et un encombrement moindre car la batterie du véhicule hydrogène est plus petite. En termes d’empreinte carbone sur l’ensemble du cycle de vie, les véhicules à pile à combustible ont un bilan équivalent voire meilleur que celui des véhicules à batterie.

La multiplication des véhicules grand public paraît difficilement envisageable à court et moyen terme. À l’horizon 2030, la multiplication des stations destinées aux professionnels permettra néanmoins un maillage suffisant du territoire qui facilitera l’usage, par les particuliers, de véhicules à hydrogène.

c. Le véhicule roulant au GPL, GNV ou bio-GNV

Le marché de la voiture particulière GNV reste aujourd’hui marginal en France, les usages sont plus importants dans le secteur des transports lourds. Le GNV et le bio-GNV n’ont pas vocation à alimenter en priorité les véhicules particuliers.

Le GPL est un carburant gazeux composé principalement d’hydrocarbures légers contenant trois ou quatre atomes de carbone (propane, butane). Le GPL d’origine biologique obtenu à partir de différentes biomasses devrait devenir une technologie viable à moyen terme. La production de bio-isobutène se fait aujourd’hui via une technologie mature qui doit encore s’industrialiser.

d. Les véhicules roulant aux biocarburants

Les biocarburants sont l’une des rares solutions immédiatement disponibles de décarbonation des transports, et notamment des véhicules particuliers. Dans son rapport public annuel de 2016, la Cour des comptes indique ainsi que « l’utilisation de biocarburants reste le principal moyen de remplir l’obligation communautaire d’atteindre 10 % d’énergie renouvelable en 2020 dans les transports », et 14 % d’ici 2030, suite à l’adoption de la récente directive RED II ([127]).

Votre rapporteur regrette, à ce sujet, la terminologie qui a pu être utilisée : il ne s’agit en aucun cas de mettre fin en 2040 aux véhicules thermiques, mais de mettre fin aux véhicules roulant aux énergies fossiles –des véhicules thermiques roulant aux biocarburants ont toute leur place.

Il n’existe pas de statistiques sur le nombre de véhicules roulant aux biocarburants, les seules statistiques concernent les volumes consommés à la pompe puisque tout le diesel et l’essence vendus intègrent des biocarburants.

En France, le bioéthanol est utilisé en mélange dans les essences commerciales de manière systématique dans le SP95 (5 %) et le SP95-E10 (10 %) et à haute teneur dans le carburant superéthanol E85, qui contient entre 65 et 85 % d’éthanol en volume. L’E85 est destiné à des véhicules appelés véhicules Flex Fuel (ou véhicules à carburant modulable) ou bien à des véhicules dotés d’un boîtier. L’ETBE est fabriqué à partir d’éthanol (d’origine agricole) et d’isobutène (actuellement d’origine chimique). Il est incorporé dans les essences commerciales au maximum à hauteur de 15 % dans le SP95, 16 % dans le SP98 et 22 % dans le SP95-E10. En France en 2017, 7,5 % de l’énergie contenue dans les essences était d’origine renouvelable (3.4 % sous forme d’éthanol, 2,3 % sous forme d’ETBE, et 1,2 % sous forme de bio-essence).

Le « biodiesel » comprend différents produits, fabriqués à partir d’huiles issues de plantes oléagineuses, de graisses animales ou d’huiles usagées. En 2017, 7,7 % de l’énergie contenue dans le gazole provenait de biocarburants.

Répartition de la consommation finale de biocarburants (2016)

Source : Service de la donnée et des études statistiques (SDES)

Le principal frein identifié par la mission pour ce qui concerne les biocarburants tient au manque de véhicules flex fuel permettant aux particuliers de rouler à l’E85. Alors que de nombreux modèles dits flex fuel, c’est-à-dire conçus dès l’origine pour carburer indifféremment à l’E85 ou à l’essence (ou à n’importe quelle proportion du mélange des deux), avaient été commercialisés par les constructeurs à la fin des années 2000, peu d’offres sont désormais disponibles, parmi lesquelles celle de Volkswagen, avec la Golf Multifuel ou celle de Ford avec la Ford Kuga flexifuel-E85. Cela s’explique, en partie, par le fait que les véhicules flex fuel ont été affectés d’un malus environnemental.

Alors que les solutions existent et que l’appétence des consommateurs pour ces véhicules semble forte, les constructeurs automobiles ne proposent pas de modèle. Or, comme l’indique M. Sylvain Demoures, secrétaire général du SNPAA, les constructeurs « auraient tout intérêt à envisager le flex fuel pour les nouveaux véhicules hybrides rechargeables que Peugeot et Renault vont mettre sur le marché dans l’année ou les deux années qui viennent » ([128]). Le véhicule hybride rechargeable roulant aux biocarburants est, en effet, une solution prometteuse.

L’E85 connaît malgré tout une certaine progression : il représente aujourd’hui 1,7 % du marché des carburants essence, d’après le SNPAA, et 1 050 stations le proposent. Cela s’explique par la possibilité d’équiper les voitures d’un boîtier E85 et ainsi de rouler à l’ensemble des carburants essence (SP98, SP95, SP95-E10 et E85). Les données transmises à votre rapporteur par l’IFPEN indiquent que début avril 2019, il y avait environ 33 000 véhicules flex fuel et environ 70 000 équipés de boîtiers E85.

La publication en décembre 2017 d’un arrêté ([129]) prévoyant les dispositions techniques et administratives pour homologuer les boîtiers et réglementer leurs installations sur les véhicules a eu un effet très positif sur la pose de tels boîtiers. Néanmoins, les auditions menées par la mission ont permis de montrer qu’un certain nombre de difficultés demeurent. La crainte de voir annulée la garantie constructeur de leur véhicule et de subir des déboires mécaniques découragent de nombreux automobilistes à installer ces boîtiers, bien que l’article 3 de l’arrêté précise bien que le fabricant du boîtier assume la responsabilité d’une détérioration éventuelle des moteurs due à l’installation de ce dispositif. Un bilan des prescriptions de cet arrêté est prévu 18 mois après l’entrée en vigueur de l’arrêté pour évaluer l’opportunité de proposer d’y introduire des modifications. Ce bilan devrait donc être dressé en juin 2019 et votre rapporteur sera particulièrement attentif.

Certains acteurs auditionnés ont préconisé l’instauration d’une prime qui concernerait les personnes qui ne changeraient pas de voiture, mais installeraient un boîtier E85.

Votre rapporteur rappelle également l’importance de développer les carburants de synthèse, extrêmement prometteurs pour la mobilité de demain. Deux groupes, Audi et Bosch, misent ainsi de plus en plus sur la dernière génération de leur essence de synthèse, baptisée e-Benzin.

2. Le transport routier de marchandises

Les poids lourds, qui représentent 5 % de l’ensemble de la flotte de véhicules au niveau européen, représentent 20 % des émissions de CO2 du transport routier en 2016.

Le transport de marchandises a subi de plein fouet la crise de 2008 (tableau extrait du rapport L’avenir du Transport ferroviaire, remis par M. Jean-Cyril Spinetta au Premier ministre le 15 février 2018).

Évolution du transport de marchandises en France (2000 – 2015)

(en milliard de tonnes/km)

Source : SOeS ; CCTN 2016

La répartition modale du transport de marchandises est très déséquilibrée alors que, en principe, chaque mode de transport dispose d’atouts propres, selon les marchandises transportées, leur tonnage, la distance parcourue, les délais de livraison attendus et les coûts consacrés au transport.

Votre rapporteur rappelle en préambule la synthèse réalisée devant la mission par Mme Sylvie Charles, directrice générale du pôle « Transport ferroviaire de marchandises et multimodal » de la SNCF, administratrice de l’Union des transports publics et ferroviaires (UTP) : « Je commencerai par un constat : toutes les prévisions montrent qu’au niveau européen, les besoins de transport liés au développement économique augmenteront de 30 % d’ici à 2030, ce qui signifie, à part modale inchangée – une gageure ! – l’augmentation des émissions de dioxyde de carbone d’environ 80 millions de tonnes par an, l’augmentation du nombre de décès prématurés d’environ 8 000 et l’augmentation du temps perdu dans les transports du fait de la congestion. Aujourd’hui, un citoyen européen perd en moyenne 120 heures par an dans les embouteillages routiers. » ([130]) Il convient de réexaminer les différents modes de transport pour éviter un tel scénario.

Votre rapporteur souhaite souligner la grande inertie de l’évolution des émissions, intrinsèquement liée à la durée de vie des véhicules, tout particulièrement des bateaux, trains et aéronefs. C’est pourquoi il convient de bien avoir à l’esprit que les choix présents nous engagent pour, parfois, des dizaines d’années.

Il faut également connaître, s’agissant des moyens de diffuser les carburants alternatifs, certains ordres de grandeur : 150 moteurs de bateaux sont construits en Europe chaque année, alors que 1 500 véhicules lourds sortent des chaînes des constructeurs chaque jour en Europe ([131]). Les enjeux de recherche et développement ne peuvent pas être les mêmes.

Il convient de relever que, parallèlement à l’étiolement des marchés du fret ferroviaire et fluvial, le transport routier de marchandises est devenu de plus en plus performant et compétitif.

M. Benoît Daly, secrétaire général de la Fédération nationale des transports routiers (FNTR) dressait devant la mission un constat assez sombre des perspectives de déploiement des énergies alternatives en matière de transport routier, s’appuyant sur la faible marge du secteur constitué de TPE et PME : « La marge moyenne de 1,5 % dans notre secteur d’activité équivaut à une moyenne de 7 kilomètres par jour Autant vous dire qu’un transporteur est hors marché si ses véhicules doivent effectuer un détour supérieur à 7 kilomètres pour aller s’approvisionner en carburant alternatif dans une station d’avitaillement. » Les véhicules à hydrogène ou électriques ne pourront selon lui trouver de modèle économique viable avant plusieurs décennies (les véhicules sont trois à cinq fois plus chers que les modèles en fonction, les réseaux d’avitaillement sont totalement insuffisants, ainsi que leur autonomie, il n’y a pas de formation suffisante des concessionnaires et il n’y a pas de marché revente). « Il n’y a qu’une seule technologie qui fait aujourd’hui exception, c’est le gaz naturel pour véhicules, le GNV. », soulignait-il. Il convient de relever là la limite à l’essor souhaité par la PPE des véhicules lourds électriques, qui devraient atteindre 30 % des immatriculations des poids lourds en 2050 (l’État se fixe en effet comme objectif, en concertation avec la filière automobile, de multiplier par quinze les ventes de poids lourds à faibles émissions d’ici 2025 par rapport à 2017).

L’essor de cette technologie est lié à la bonne fiabilité des véhicules, à la disponibilité de l’avitaillement (87 stations publiques, dont 63 stations distribuant du GNC et 24 distribuant du GNL) et à une fiscalité incitative (suramortissement et trajectoire de la TICPE sur le GNV). La PPE repose sur une hypothèse ambitieuse de 60 % de poids lourds au GNV au sein des immatriculations en 2050, ainsi que sur un meilleur taux de remplissage des camions.

Votre rapporteur souligne l’intérêt du dispositif « Objectif CO2 », lancé en 2008, qui repose sur un accompagnement des acteurs avec une Charte de progrès et un label de valorisation des entreprises les plus performantes ([132]).

Un règlement concernant la surveillance et la communication des données relatives aux émissions de CO2 et à la consommation de carburant des véhicules utilitaires lourds neufs a été adopté en juin 2018. Par ailleurs, la réglementation européenne s’attachait aux émissions d’oxyde d’azote des véhicules lourds. Un nouvel objectif de 15 % de réduction des émissions de CO2 pour le parc de nouveaux véhicules lourds de l’Union européenne va s’appliquer à l’horizon de 2025, par rapport aux niveaux des émissions de 2019. Un objectif de réduction contraignant de 30 % a été fixé à partir de 2030 ([133]). Un taux de référence de vente de 2 % de véhicules à zéro et à faibles émissions en 2025, non contraignant, a été posé.

Votre rapporteur observe que la PPE repose sur un scénario tablant sur une stabilisation des parts modales du fret ferroviaire et du fluvial pour le transport massifié en 2028 par rapport à 2015, ce qui ne paraît pas assez ambitieux.

Elle prévoit également des mesures pour réduire les émissions du transport routier de marchandises et notamment de : « poursuivre la hausse du prix du carbone ; maintenir des mécanismes de subvention et/ou taxes ; mettre en place des mesures réglementaires (développement des zones à faibles émissions, avantages d’usage tels que les voies ou places de stationnement dédiées) ; soutenir l’investissement dans les véhicules lourds propres par un dispositif de suramortissement renforcé : prolonger le dispositif de suramortissement des poids lourds GNV jusqu’en 2021 ; renforcer le dispositif pour les véhicules lourds de moins de 16 t et mettre en place une neutralité technologique (extension à l’hydrogène et l’électricité), l’élargir aux autres modes, notamment maritimes ».

Le développement des carburants alternatifs (Gaz Naturel Véhicule, GPL-c, électricité, hydrogène, carburants de synthèse) et des stations d’avitaillement multimodales doit être au cœur de la transition énergétique du secteur des transports routier et fluvial en particulier.

Votre rapporteur souligne également l’effort d’éducation et de prise de conscience qui doit être fait face à l’explosion du commerce en ligne, dont les nuisances se répercutent, au-delà de l’impact en termes d’émission de GES, jusque dans les cœurs des villes. Sans mésestimer la révolution numérique et ses atouts, force est de constater que des camionnettes peu performantes, circulant parfois quasiment à vide, encombrent le réseau routier, pour livrer, pour reprendre l’exemple employé devant la mission, une brosse à dents commandée 24 heures plus tôt. Il ne serait pas inutile de pousser tout un chacun à réfléchir au sens de ses actes de consommation.

3. Relancer le fret ferroviaire

Mme Sylvie Charles, directrice générale du pôle « Transport ferroviaire de marchandises et multimodal » de la SNCF, administratrice de l’Union des transports publics et ferroviaires (UTP) rappelait les chiffres, décevants, du fret ferroviaire en France : « l’expérience montre que la part du transport ferroviaire de marchandises stagne aux alentours de 18 % en Europe et 10 % en France, où ce mode de transport représentait environ 50 milliards de kilomètres en 2000, puis 41 milliards en 2006 avant toute ouverture à la concurrence – ce qui prouve que les problèmes préexistaient – pour descendre à 29 milliards entre 2008 et 2010 en raison de la crise économique et stagne depuis lors à 32 ou 34 milliards selon les années. »

Le rapport sur « L’avenir du Transport ferroviaire », remis par M. Jean-Cyril Spinetta au Premier ministre le 15 février 2018, souligne que « le transport ferroviaire de conteneurs (22 % du total) progresse de 5,7 % en moyenne annuelle depuis 2010. Le transport de semi-remorques, après une baisse continue entre 2008 et 2013, redémarre depuis 2014. Enfin, le transport conventionnel (céréales, sidérurgie, produits chimiques, etc.), qui représente 73 % du transport ferroviaire de fret, est en croissance depuis 2010 (2,1 % en moyenne annuelle). » ([134])

Il convient de souligner la corrélation existant entre l’activité de l’industrie lourde et la part du fret ferroviaire, très clairement orienté vers le transport massifié (qui traite majoritairement les lots de la sidérurgie, de l’industrie lourde, ainsi que de l’agro-alimentaire). Le déclin industriel impacte donc directement le fret. L’évolution industrielle vers le « juste-à-temps », qui concerne l’ensemble des secteurs d’activité, ne favorise pas non plus le ferroviaire. Enfin, l’explosion du commerce en ligne par petits lots n’est clairement pas son cœur de métier.

Si le recul de l’industrie lourde paraît avoir atteint un plancher, ce qui constitue un élément positif pour le fret ferroviaire, beaucoup reste à faire pour assurer le transport de plus petits lots et développer, avec le transport maritime et routier qui aura en tout état de cause vocation à assurer les derniers kilomètres, le transport combiné (conteneurs, caisses mobiles, semi-remorques préhensibles, qui nécessitent certains investissements du côté des transporteurs routiers et une assurance de la fiabilité du côté du rail). 135 000 semi-remorques seront transportées par rail en 2019, ce qui est peu.

La fermeture annoncée de la ligne Rungis-Perpignan (138 000 tonnes de fruits et légumes transportés en 2017), à laquelle pourrait être substitué un transport par camions interroge pour le moins. La ministre des transports Elisabeth Borne a indiqué que le Gouvernement ne « se résoudrait pas » à la fermeture de la ligne et étudie une solution pérenne par transport combiné.

Le transport de marchandises par la voie ferroviaire doit gagner en efficacité et en agilité, mais cela n’ira pas sans une remise à niveau d’ensemble des infrastructures. Les lignes capillaires sur lesquelles se font les chargements et les livraisons, les voies de service, qui permettent les changements de conducteurs, doivent impérativement être remises en état. ([135]). Les sillons ne sont pas de qualité suffisante, sont marqués par une instabilité qui pénalise le trafic et de vraies questions se posent au niveau transfrontalier, les gestionnaires d’infrastructures étant restés nationaux.

L’audit réalisé en 2005 ([136]) avait démontré le délaissement de l’entretien du réseau existant depuis les années 1970 et avait conduit, en 2006, à relancer les investissements sur le réseau (ils ont été multipliés par 2,5 pour atteindre 2,6 milliards d’euros en 2017).

Néanmoins, l’ensemble du réseau et des composants n’a pas été traité de façon homogène. Les risques de défaillance et les ralentissements demeurent trop élevés et pénalisent le fret. L’obsolescence des voies et équipements implique en outre des niveaux de maintenance renforcés voire des travaux de complète rénovation, autant d’obligations coûteuses qui supposent une rigoureuse programmation des budgets à leur consacrer. Le tableau suivant issu du rapport précité de M. Jean-Cyril Spinetta, rappelle les différences des politiques d’investissement entre la France et l’Allemagne.