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Politique énergétique de la France


REVOL (Henri)


RAPPORT 439 (97-98), 1ère partie - COMMISSION D'ENQUETE


Table des matières







" Quand il est urgent, c'est déjà trop tard "

Talleyrand

AVANT-PROPOS

Mesdames,

Messieurs,

En décidant la création d'une commission d'enquête le 19 novembre dernier, le Sénat a voulu engager une réflexion sur l'avenir de la politique énergétique française et y contribuer.

Cette démarche était certes liée à l'annonce par le Gouvernement de son intention, puis de sa décision d'arrêter le surgénérateur Superphénix, prise sans aucune concertation avec la représentation nationale. Elle procédait de la volonté de la Haute Assemblée d'en étudier les conséquences économiques, sociales et financières.

Mais, bien au-delà, le Sénat a manifesté le souhait d'examiner tous les aspects de la politique énergétique de notre pays, afin de mener une réflexion prospective sur l'avenir d'un secteur vital pour notre économie et de déterminer la nature et la réalité des solutions susceptibles d'être mises en place et de constituer les composantes de la fourniture d'énergie dont la France a besoin.

La commission d'enquête a voulu se faire une image aussi complète que possible du secteur de l'énergie aujourd'hui. Elle s'est ainsi non seulement penchée sur les problèmes de la filière nucléaire (de la production d'électricité à l'aval du cycle), mais elle a aussi étudié tous les autres secteurs énergétiques : gaz, pétrole, charbon, perspectives offertes par le développement des énergies renouvelables, politique de maîtrise de l'énergie ect..

Elle a également examiné l'évolution de la politique communautaire et celle de nos principaux partenaires ou concurrents dans ce domaine, afin de mieux mesurer les conséquences de l'ouverture à la concurrence pour les secteurs de l'électricité et du gaz, en Europe et dans le monde.

Cette initiative de responsables politiques soucieux de mener des investigations de nature à éclairer les choix futurs a été accueillie favorablement par l'ensemble des groupes politiques composant la Haute Assemblée, qui l'ont adoptée à l'unanimité, le groupe socialiste ne prenant pas part au vote.

Cette commission, composée de vingt et un membres représentant tous les groupes politiques du Sénat a procédé à près d'une centaine d'auditions1(*), tant en France qu'à l'étranger, compte tenu de l'internationalisation croissante du secteur de l'énergie.

Elle a auditionné l'ensemble des acteurs de la politique énergétique : les ministres concernés (le ministre de l'économie et des finances, le secrétaire d'État à l'industrie, le ministre de l'aménagement du territoire et de l'environnement, le ministre de l'éducation nationale, de la recherche et de la technologie, le ministre chargé de l'équipement, des transports et du logement), les chefs d'entreprise de tous les secteurs énergétiques, des hauts fonctionnaires, les syndicats, les associations de consommateurs ou de protection de l'environnement, des scientifiques et des professeurs d'économie.

Des déplacements en province sur les sites de la centrale Phénix et de l'usine de retraitement de La Hague ont été l'occasion de rencontres avec les responsables des collectivités et des acteurs locaux de l'industrie nucléaire.

Une délégation de la commission d'enquête s'est rendue à Bruxelles où des entretiens fructueux avec les responsables des directions de l'énergie, de la recherche, de la concurrence et de l'environnement de la Commission européenne lui ont permis de mieux mesurer la contrainte européenne dans ce domaine.

D'autres membres de la commission ont effectué des déplacements dans certains États membres de l'Union européenne, afin d'étudier l'ampleur, les modalités et les conséquences de l'ouverture à la concurrence des secteurs de l'électricité et du gaz. C'est ainsi qu'une délégation de la commission s'est rendue en Grande-Bretagne, tandis que le rapporteur poursuivait des entretiens en Suède et en Allemagne.

La commission d'enquête avait envisagé une mission en Russie et en Chine. La crise gouvernementale russe ne lui a pas permis de se rendre à Moscou, mais le déplacement effectué à Pékin s'est révélé riche d'enseignements. Par ailleurs, le Président de la commission d'enquête, qui accompagnait le Président de la République dans son récent voyage d'Etat au Japon, a rencontré des responsables de la politique énergétique japonaise.

Pour compléter son information, la commission a également adressé un questionnaire aux ambassades de tous les pays de l'Union européenne, des pays de l'Est ainsi que des Etats-Unis et du Canada.

Enfin la commission d'enquête a recueilli les observations écrites d'un certain nombre d'organismes qu'elle n'avait pu auditionner.

*

* *

Au terme de ses travaux, votre commission d'enquête a pu constater que malgré des contextes économiques variés et une grande diversité de ressources primaires, tous les pays ont mis en place des politiques énergétiques nationales visant à assurer l'indépendance énergétique et à fournir, au meilleur coût, l'énergie indispensable à leur compétitivité économique.

Voulant s'inscrire dans une démarche comparative, votre commission s'attachera d'abord, après avoir présenté les expériences menées par nos principaux partenaires à montrer l'évolution de la politique énergétique française qui, au cours des cinquante dernières années, a su s'adapter à l'évolution des contraintes rencontrées.

Se tournant résolument vers l'avenir, elle s'efforcera ensuite de réfléchir aux principes qui devront guider la politique énergétique de la France dans le nouveau contexte de déréglementation du marché européen de l'énergie et des contraintes environnementales qui s'imposent à notre pays à la suite du sommet de Kyoto. Elle formulera en outre des propositions tendant à garantir l'indépendance énergétique et à préparer l'avenir.

PRINCIPALES PRISES DE POSITION
DE LA COMMISSION D'ENQUÊTE

 Des principes forts et un refus des idées préconçues

·  Bien que l'on découvre sans cesse de nouvelles ressources fossiles, et qu'on améliore leur extraction, celles-ci ne sont pas infinies. La conjonction d'une explosion de la demande des nations en développement (notamment en Asie) et de la forte concentration de ces ressources dans un petit nombre de pays, fait peser une menace géo-politique à la fois sur leur accès et sur leur prix.

·  C'est pourquoi l'indépendance énergétique doit rester une priorité. Elle nécessite une politique nationale exprimée par une loi d'orientation et une programmation à long terme relatives à la nature des énergies et à leurs moyens de production.

·  L'inéluctable ouverture du marché énergétique à la concurrence doit être encouragée : elle permettra de diversifier les sources d'approvisionnement et de réduire les prix, ce dont nos entreprises ont besoin pour rester compétitives.

 Dans le cadre général défini et contrôlé par l'Etat, éviter de concéder au court terme, au risque de compromettre le long terme

·  Pour répondre au défi environnemental et assurer un développement durable, la politique de maîtrise et d'économies d'énergie doit redevenir une priorité. Nous devons donc encourager les technologies propres et développer les énergies renouvelables là où elles sont rentables ou peuvent le devenir.

Mais n'entretenons pas d'illusions chez nos concitoyens : les énergies renouvelables ne représenteront, dans un avenir visible, qu'une part très limitée de notre bilan énergétique.

·  Il nous faut prendre les mesures fiscales nécessaires au maintien d'une industrie du raffinage compétitive et d'aller vers un alignement des taxes applicables respectivement au gazole et aux supercarburants.

 Le temps de l'opacité est révolu en ce qui concerne les choix énergétiques et leur maîtrise

·  Un débat sur la politique énergétique est indispensable. 72 % des Français le réclament, selon un sondage SOFRES. Le Parlement aura impérativement à y prendre une part centrale.

La transparence et le dialogue doivent devenir des priorités. Instaurons une culture de l'évaluation et de la gestion des risques, fondée sur l'impartialité et la raison, en :

informant mieux les Français sur l'ensemble des risques et incidents concernant toutes les sources d'énergie ainsi que les autres industries, chimiques notamment, afin d'éviter que ne soient distillées des informations partielles, voire partiales ;

créant un organisme chargé de recueillir des données contradictoires en ce domaine et de remettre un rapport annuel au Gouvernement et au Parlement ;

- demandant au ministère de la santé davantage de vigilance de transparence et d'information en matière de radioactivité médicale.

·  Ceci implique que la confiance des Français dans leurs instances de sûreté nucléaire soit restaurée. Trois mesures sont à prendre en ce sens :

- organiser un contrôle de sûreté et de radioprotection, en mettant fin à son éclatement entre différents organismes et en assurant son indépendance ;

- réexaminer la sûreté sur l'ensemble de la filière nucléaire et en particulier sur la chaîne du transport de matières radioactives ;

étendre le champ d'application de l'échelle internationale des événements nucléaires (échelle INES, qui va de 1 à 7) au transport des matières radioactives.

· L'adhésion des Français aux choix énergétiques conformes à l'intérêt collectif est à ce prix. Une telle adhésion les amènera naturellement à participer plus activement à la politique d'économies d'énergie et à peser sur une meilleure intégration du facteur énergétique dans la décision publique (urbanisation, politique d'infrastructures et des transports, etc).

 La politique énergétique doit mieux prendre en compte le développement local



La décentralisation favorise la recherche de la meilleure utilisation des énergies primaires et permet de susciter des opportunités, tant par la mise en oeuvre de nouvelles technologies que par le développement des énergies renouvelables. Il importe de confirmer et de renforcer les compétences des collectivités locales et les missions de service public qui leur incombent dans le domaine énergétique.

Le recours à l'énergie nucléaire est incontournable

Ceci est vrai en France comme ailleurs sur la planète, car c'est une énergie qui ne produit pas de gaz à effet de serre et qui permet d'assurer l'indépendance énergétique.

· Dans l'immédiat, il faut donc que soit améliorée la gestion de l'aval du cycle. Il convient, à cet effet, de :

conforter le choix du retraitement des combustibles usés, qui permet de diviser par quatre le volume des déchets ultimes à stocker et par dix leur radiotoxicité ;

lutter contre la remise en cause insidieuse de cette filière au travers des attaques répétées, notamment contre le site de La Hague ;

revenir sur la décision de fermeture de Superphénix, grave erreur qui ne garantira pas la poursuite des nécessaires recherches sur la transmutation (pour éliminer des actinides) et remet en cause l'avenir de la filière des réacteurs à neutrons rapides ;

- autoriser rapidement l'implantation et l'exploitation d'au moins deux laboratoires souterrains, pour étudier le stockage des déchets ultimes en zone géologique profonde, en maintenant ouverte l'option de la réversibilité ;

- poursuivre les recherches concernant l'entreposage de longue durée en surface.



· Forts de ces constats, il nous faut par ailleurs préparer sans tarder le renouvellement de notre parc nucléaire, dans des conditions de sûreté maximale :
- en construisant au plus tôt un prototype du réacteur franco-allemand EPR (European Pressurized Reactor) et en proposant un site pour l'accueillir ;

- en lançant un démonstrateur expérimental permettant de valider les idées et les propositions relatives à la technologie des réacteurs hybrides ;

- en poursuivant activement les programmes de recherche, engagés dans le cadre européen, dans le domaine de la fusion nucléaire.

Transposer avec lucidité et réalisme les directives européennes " électricité " et " gaz naturel " en droit français

6-1 L'électricité


Dans un contexte de concurrence effective et loyale, EDF doit se mobiliser et être mise " sous tension ".

Dans cet esprit, la commission d'enquête s'est prononcée pour :

- une loi d'orientation énergétique quinquennale intégrant une planification à long terme ;

une autorité administrative indépendante des opérateurs et de l'administration chargée d'assurer la régulation technique et le contrôle du respect des règles du jeu, sur le mode de l'autorité de régulation des télécommunications (ART) ;

- l'appartenance à titre exceptionnel des régies de distribution à la catégorie des clients pouvant choisir leur fournisseur (i.e. dits " éligibles ") sans pour autant que cela n'entraîne une hausse du seuil d'ouverture du marché à la concurrence ;

- le maintien du caractère intégré d'EDF, mais une séparation comptable aux résultats incontestables ;

l'application de la procédure de l'autorisation pour le lancement de nouveaux moyens de production à l'ensemble des opérateurs, y compris EDF, et le recours à la procédure d'appels d'offres en cas de carence de l'initiative des producteurs (pour développer les énergies renouvelables, par exemple).

La commission d'enquête propose également :

- de lever l'obligation d'achat par EDF de l'électricité lorsque les technologies concernées (cogénération, énergies renouvelables) deviennent performantes et compétitives ;

- d'élargir le principe de spécialité d'EDF ;

- de conserver le caractère public de l'établissement, mais en revoir les modes de gestion et de contrôle et le faire entrer dans une logique de gouvernement d'entreprise ;

- d'envisager sa transformation en société anonyme à capitaux publics ;

- de rechercher les moyens permettant de préserver le statut des personnels :

. de résoudre le problème du poids croissant des charges de retraites (50 % de la masse salariale aujourd'hui, 100 % en 2020, contre moins de 25 % pour les concurrents privés !) ;

. d'évaluer les conséquences de l'extension de ce statut à l'ensemble des acteurs du secteur ;

- de ne plus imposer des obligations incohérentes aux opérateurs publics. L'embauche par Charbonnages de France de 10 000 mineurs, entre 1981 et 1984, compte tenu des charges de retraite futures dans un contexte d'arrêt anticipé - et prévisible à l'époque - de l'activité minière, coûtera des dizaines de milliards de francs à l'exploitant, en 2005, et donc à l'Etat.

6-2 Le gaz

-  les principes qui sous-tendent les propositions de la commission pour la transposition de la directive " électricité " valent également pour la directive " gaz naturel ", en tenant cependant compte des spécificités du secteur ;

- il convient de réviser, sous certaines conditions, les modalités de la desserte des communes en gaz ;

- Gaz de France pourrait être transformé en une société anonyme dont le capital pourrait être partiellement ouvert.

TITRE PREMIER -

LA POLITIQUE ÉNERGÉTIQUE : FONDEMENT DE LA PROSPÉRITÉ ET DE LA SOUVERAINETÉ DES ÉTATS
CHAPITRE PREMIER -

L'ÉNERGIE : UN ENJEU STRATÉGIQUE




La pénurie, la peur de manquer... Ce type de craintes est présent, y compris dans nos sociétés d'abondance. Que vise-t-il ? Avant tout, bien sûr la peur que la planète ne puisse plus satisfaire aux besoins alimentaires d'une population mondiale qui explose. Mais, les doutes, voire les scénarios-catastrophes, concernent aussi l'énergie. Certains économistes, à la fin des années 60, n'avaient-ils pas prédit le pire et prôné la " croissance zéro " ? Plus récemment, dans les années 70, la crise pétrolière n'annonçait-elle pas, pour beaucoup, une pénurie générale d'énergie ? Si ces risques nous ont été jusqu'ici épargnés, l'énergie n'en demeure pas moins un enjeu stratégique fondamental pour chaque État.

L'indissociable lien entre énergie et développement en fait un bien spécifique. En outre, si l'on met en parallèle les ressources énergétiques naturelles, inégalement réparties et présentes en quantité non illimitées sur la surface du globe et les besoins dont la répartition est aussi inégale et en voie d'explosion, on perçoit clairement le caractère vital de ce bien pour un pays et son importance stratégique.

La présente réflexion sur l'énergie ne doit naturellement pas masquer une nécessaire démarche, plus large, sur l'évolution de la société des hommes et sur " l'obligation de développement " et sa finalité ou ses compétences sociales au regard de l'indispensable solidarité entre les pays et les individus. Votre commission ne s'est pas écartée de la mission qui lui avait été confiée.

I. L'ÉNERGIE EST UN BIEN VITAL ET STRATÉGIQUE

L'énergie n'est pas un bien comme un autre, pouvant purement et simplement faire l'objet d'échanges banalisés entre acteurs économiques, à l'abri du regard lointain et totalement désintéressé des pouvoirs publics.

Il s'agit en réalité d'un bien nécessaire à tout développement économique et, par là même, stratégique pour tout pays, ou tout groupe humain : la guerre du feu fait partie de l'imagerie populaire, mais également de l'histoire de nos civilisations les plus anciennes.

A. L'ÉNERGIE : CONDITION ESSENTIELLE DU DÉVELOPPEMENT ÉCONOMIQUE

L'énergie est indispensable à l'exercice de toute activité humaine. Elle est précieuse dans la mesure où elle est nécessaire à la satisfaction de l'ensemble des besoins de la société (alimentation, production industrielle, confort, éducation, santé, mobilité, loisirs...).

La dépendance de l'homme envers l'énergie est donc totale puisqu'il ne pourrait imaginer vivre sans elle. L'énergie lui est aussi vitale que l'eau et la nourriture. Dans les régions peu développées de notre planète, elle sert à la satisfaction des besoins de base. Le défi de l'accès aux ressources énergétiques recouvre partiellement celui de la suffisance alimentaire.

Plus les sociétés connaissent un degré de développement sophistiqué, plus cette dépendance est forte. L'importance croissante de l'accès à l'information et le développement des nouvelles technologies de communication fournissent, par exemple, l'illustration la plus récente de notre dépendance absolue à l'égard de l'électricité. Rappelons-nous les conséquences d'une panne d'électricité à New-York...

Ces rappels, peut-être évidents, ne sont pas inutiles si l'on veut garder à l'esprit le facteur essentiel de développement que représente l'énergie, pour tous les pays.

B. L'ÉNERGIE : FONDEMENT DE LA STRATÉGIE DES ÉTATS

Ainsi que l'a souligné notre collègue Mme Anne Heinis, au cours de la séance publique du 19 novembre dernier qui a présidé à la création de notre commission d'enquête : " un pays sans énergie est un pays sans avenir. "

Ceci explique la stratégie de nombre d'États tendant :

- pour les uns, à faire pression sur leurs partenaires et clients pour les maintenir sous une certaine tutelle économique, voire politique, en maniant les quantités et les prix des approvisionnements en combustibles fossiles. La Russie, après l'URSS, n'use-t-elle pas largement de ce type de pression à l'égard de ses voisins ? Songeons à l'Ukraine ou à la Biélorussie par exemple ;

- pour les autres, à s'assurer la maîtrise de l'accès aux réserves de pétrole et de gaz. Ainsi, les États-Unis ont-ils toujours privilégié les importations de ressources énergétiques plutôt que l'exploitation de leurs propres réserves. Leur politique étrangère, en particulier au Moyen-Orient mais aussi, depuis quelques années, à l'égard des pays producteurs d'Asie centrale : Kazakhstan, Turkménistan et Ouzbékistan principalement, est largement conditionnée par leur souci d'assurer la sécurité de leurs approvisionnements en pétrole et en gaz et, au-delà, de maîtriser ce que l'on pourrait qualifier " d'arme énergétique ", pour établir un parallèle avec " l'arme alimentaire ".

Mais, ne faisons pas de procès d'intention par trop naïf. Les préoccupations en ce domaine sont largement partagées. La France n'a-t-elle pas elle-même participé à la guerre du Golfe en 1991, certes pour défendre un État dont le territoire avait été violé par un voisin, mais aussi pour sauvegarder l'accès des pays industrialisés à " l'or noir " du Golfe persique ?

Par ailleurs, il est largement admis par les experts que l'énergie d'origine nucléaire aura vraisemblablement un rôle à jouer, compte tenu des perspectives d'épuisement -à plus ou moins long terme- des combustibles fossiles liquides ou gazeux et de la croissance des contraintes environnementales. Les perspectives de développement de cette énergie pourraient cependant être mises en péril si un nouveau " Tchernobyl " accablait la planète. La mobilisation de l'ensemble des pays industrialisés s'avère certes nécessaire pour prémunir notre monde d'un tel désastre potentiel. Mais, conscients de cet état de fait, la Russie et les pays d'Europe centrale et orientale n'en jouent-ils pas pour faire pression sur le monde occidental en mettant en balance sécurité nucléaire et contribution financière ?

Il nous faut avoir à l'esprit toutes ces réalités, pour mener lucidement une réflexion sur l'avenir de la politique énergétique française.

Celle-ci s'inscrit dans un contexte global -enjeux de développement et de survie de l'ensemble de la planète- et durable, les perspectives, les contraintes, les politiques ne pouvant donc s'inscrire que dans le long terme.

C'est pourquoi notre politique énergétique doit tenir compte du caractère stratégique du secteur, qui est illustré par des données économiques et géo-stratégiques qu'il convient de rappeler.

II. L'ÉNERGIE CONSTITUE UN ENJEU D'IMPORTANCE

Deux milliards d'individus n'ont pas aujourd'hui accès à l'électricité. L'arrivée sur le marché de ces nouveaux consommateurs des pays en voie de développement pèsera sur le marché énergétique mondial au cours des prochaines décennies, et ce d'autant plus que les ressources énergétiques de la planète sont mal réparties.

A. UNE DEMANDE EN FORTE CROISSANCE, LIÉE AU DÉVELOPPEMENT DES NOUVEAUX PAYS INDUSTRIALISÉS

1. Les scénarios de consommation énergétique

L'IIASA (International Institute for Applied System Analysis) a préparé pour le CME (Conseil mondial de l'Énergie) trois familles de scénarios qui aboutissent à des consommations différentes mais toujours en forte hausse.

Les scénarios A supposent une forte croissance économique et des progrès technologiques notables. Le premier prend pour hypothèse l'abondance du pétrole et du gaz. Le deuxième envisage une raréfaction de ces deux sources, compensée par un retour au charbon. Le troisième accorde une place plus importante au développement du nucléaire et des énergies renouvelables.

Le scénario B (" business as usuel ") suppose une croissance plus faible et une faible amélioration de la technologie.

Les scénarios C sont " écologiques ". Ils supposent des progrès technologiques importants, une coopération internationale tournée vers la protection de l'environnement et une réduction satisfaisante de l'intensité énergétique2(*). L'un envisage le nucléaire comme une énergie transitoire relayée d'ici la fin du siècle prochain par les énergies renouvelables. L'autre privilégie l'utilisation d'une énergie nucléaire bien acceptée par le public et dont la part progresse jusqu'en 2050.

Ces prévisions aboutissent à des hausses de la demande mondiale d'énergie primaire plus ou moins fortes et surtout à des parts très différenciées des différentes sources d'énergie.

En tout état de cause, pour une population estimée à 10 milliards d'habitants en 2050, la demande mondiale d'énergie primaire passerait de 9,2 milliards de tep en 1990 à un niveau compris entre 11,4 et 15,4 milliards de tep en 2020 puis à un niveau compris entre 14,2 milliards de tep et 24,8 milliards de tep en 2050.



Demande mondiale d'énergie primaire par combustible

Le Monde en 1990

 
 
 
 
 
 

Demande primaire

d'énergie Gtep
dont %

- charbon

- pétroles

- gaz

- nucléaire

- renouvelables

- (hydraulique)

9

23

36

19

5

17

5

 
 
 
 
 

Le Monde en 2020

A1

A2

A3

B

C1

C2

Demande primaire

d'énergie Gtep
dont %

- charbon

- pétrole

- gaz

- nucléaire

- renouvelables

- (hydraulique)

15

24

30

24

6

16

(7)

15

28

29

22

4

17

(6)

15

19

28

25

7

21

(8)

14

25

28

23

7

17

(6)

11

20

26

27

6

21

(8)

11

20

26

26

7

21

(8)

Le Monde en 2050

A1

A2

A3

B

C1

C2

Demande primaire

d'énergie Gtep
dont %

- charbon

- pétrole

- gaz

- nucléaire

- renouvelables

- (hydraulique)

25

15

32

19

12

22

(14)

25

32

19

22

4

23

(9)

25

9

18

32

11

30

(14)

20

21

20

23

14

22

(10)

14

11

19

27

4

39

(22)

14

10

18

24

12

36

(20)

Source : IIASA et Commissariat Général du Plan. Énergie 2010-2020. Le contexte international.

2. Les consommateurs émergents

Selon le Conseil Mondial de l'Énergie, l'essentiel de la demande supplémentaire qui devrait s'exprimer d'ici 2020 proviendrait des nouveaux pays industrialisés qui pourraient se partager près de la moitié de l'énergie consommée.

L'actuelle crise asiatique ne devrait pas remettre durablement en cause cette analyse car la consommation de l'Asie inclut celle de deux " géants ", la Chine et l'Inde, qui s'industrialisent rapidement.

Si l'on considère, par exemple, la structure de consommation énergétique de la Chine, on constate que le secteur industriel domine largement tous les autres car le pays est en phase d'industrialisation. On peut imaginer l'explosion de la demande énergétique qu'induira l'inéluctable augmentation de la consommation, notamment celle du secteur des transports, aujourd'hui limitée.

Ventilation de la consommation énergétique chinoise de 1990


Source : Commissariat Général du Plan. Énergie 2010-2020. Le contexte international.

Comme le rappelle E. IZRAELEWICZ, " le magazine américain Fortune s'amusait récemment à un simple calcul, impressionnant : si la Chine et l'Inde devaient rejoindre du jour au lendemain le niveau sud-coréen en matière d'équipement automobile, ces deux pays auraient des besoins en pétrole représentant l'équivalent de deux fois ce que consomme aujourd'hui... l'ensemble du monde ! "3(*).

B. UNE OFFRE LIMITÉE DANS LE TEMPS ET DE PLUS EN PLUS DÉSÉQUILIBRÉE DANS L'ESPACE

Tenter d'évaluer les ressources énergétiques de la planète ne saurait nous dispenser de nous poser un problème de responsabilité par rapport à l'avenir, voire même d'éthique : a-t-on le droit de consommer, en quelques générations toutes ces ressources dont la production a nécessité des millions d'années et, d'autre part, de détruire des édifices moléculaires complexes qui pourraient avoir des finalités plus nobles que la simple production de chaleur ?

1. L'estimation des réserves énergétiques fossiles

Nous pourrions avoir utilisé tout le pétrole de la planète d'ici à 1990 " prophétisait Jimmy CARTER lorsqu'il était Président des États-Unis..., ce qui doit nous conduire à considérer avec prudence les estimations en ce domaine.

Se référant à une étude de la British Petroleum Statistical Review, le Commissariat Général du Plan estime qu'au rythme actuel de production, la durée des réserves atteindrait 228 ans pour le charbon (houille et lignite), 42 ans pour le pétrole et 62 ans pour le gaz naturel.

Les réserves d'hydrocarbures, toutefois, donnent lieu à un débat.

Les plus optimistes estiment qu'au rythme prévu pour la consommation mondiale, nous disposerions encore de 80 à 100 années de ressources pour le pétrole et de 140 à 180 années pour le gaz. Ils s'appuient sur le fait que les chiffres sont toujours revus en hausse malgré la couverture annuelle des besoins. Ils citent les récentes découvertes faites notamment au large des golfes du Mexique ou de Guinée, en Angola, évoquent les promesses de la mer Caspienne et la " renaissance " de la mer du Nord4(*).

Ils mettent en avant l'amélioration des taux de récupération dans les gisements : certaines compagnies pétrolières jugent que ce taux pourrait atteindre 50 % en 2020, notamment grâce à la technique de la sismique 3D, du forage horizontal, et de l'extraction en eau profonde.

Les plus pessimistes estiment que le pic de production mondiale se situerait entre 2000 et 2010 pour le pétrole conventionnel5(*) et autour de l'année 2025 pour le gaz.

Ils divergent des optimistes dans leurs appréciations du rôle du progrès technologique et, plus généralement de l'amélioration de l'efficacité de l'industrie pétrolière.

Ainsi dans un récent article MM. Colin CAMPBELL et Jean LAHERRÈRE affirment-ils : " Même si l'on tient compte des récentes découvertes de pétrole, l'offre " classique ", celle du pétrole bon marché, ne satisfera plus la demande dans moins d'une dizaine d'années. Cette conclusion s'oppose aux prévisions de l'industrie pétrolière qui, début 1998, annonçait fièrement des réserves prouvées s'élevant à 140 milliards de tonnes. En divisant ce chiffre par les 3,2 milliards de tonnes actuels correspondant à la production actuelle, on prévoirait une production sereine durant quarante-trois ans, voire plus, car les statistiques officielles montrent un accroissement des réserves.

Toutefois ce raisonnement contient trois erreurs graves. Premièrement, il repose sur une mauvaise estimation des réserves. Deuxièmement, il suppose que la production pétrolière restera constante. Enfin, il postule que l'on extraira les dernières gouttes de pétrole tout aussi facilement qu'aujourd'hui.

Or, la production d'un puits -ou d'un gisement- n'est pas régulière : après le moment de production maximale, elle diminue quand les réserves ont diminué environ de moitié.

D'un point de vue économique, peu importe de savoir quand la planète manquera totalement de pétrole : ce qui compte, c'est la date à partir de laquelle la production déclinera. Les prix augmenteront alors, sauf si la demande décroît. Plusieurs méthodes d'estimation des réserves classiques actuelles et de la quantité de pétrole restant à découvrir nous font conclure que ce déclin commencera avant 2010. [...]

La consommation mondiale de pétrole croît aujourd'hui à un rythme supérieur à 2 % par an. Depuis 1985, la consommation d'énergie augmente d'environ 30 % en Amérique latine, de 40 % en Afrique et de 50 % en Asie. D'après l'administration américaine, la demande mondiale en pétrole augmentera de 60 % vers 2020, pour atteindre alors environ 5,5 milliards de tonnes par an.

Le déclin de la production pétrolière engendrera probablement des tensions économiques et politiques. À moins que l'on n'utilise rapidement d'autres formes d'énergie, la part de marché de l'OPEP augmentera rapidement pour dépasser 30 % dans deux ans, atteignant ainsi le niveau des années 1970, au cours des chocs pétroliers.

Le prix du pétrole augmentera sans doute considérablement : les augmentations réduiront la demande et ralentiront la production durant peut-être dix années (la demande a chuté de plus de dix % après le choc pétrolier de 1979 et a mis quinze ans pour retrouver son niveau antérieur), mais, vers 2010 environ, nombre de pays du Moyen-Orient auront eux-mêmes épuisé plus de la moitié de leurs réserves. La production pétrolière mondiale chutera.

Si l'on s'y prépare suffisamment tôt, la transition ne sera pas nécessairement traumatisante. Si l'on rentabilise et si l'on diversifie les techniques de production de carburants liquides à partir du gaz naturel, ce dernier pourrait devenir la prochaine source d'énergie des transports. Une énergie nucléaire plus sûre, des énergies renouvelables moins chères et des plans de stockage du pétrole retarderaient également le déclin inévitable du pétrole classique.

Dès aujourd'hui, les pays devraient planifier la gestion de l'énergie et investir dans de nouvelles recherches. La planète n'est pas encore à court de pétrole, mais nous devons envisager la fin du pétrole bon marché et abondant
"6(*)

Quelle que soit leur estimation exacte, les réserves de ressources fossiles ont des limites peut-être techniques, sans doute économiques et certainement physiques.

Ainsi, les plus optimistes envisagent un passage aisé à la récupération des pétroles non-conventionnels lorsque le pétrole conventionnel sera épuisé. Or, les sables asphaltiques, les bruts extra-lourds, les schistes bitumineux ne pourront être exploités qu'après une conséquente amélioration des technologies de récupération.

Par ailleurs, ces techniques de récupération, si elles parviennent à être applicables à grande échelle, entraîneront un surcoût du pétrole. Ce surcoût peut être acceptable dans le cadre d'une raréfaction des ressources énergétiques qui rendrait " rentable " le recours à ce type de production. Toutefois, l'économie d'un pays ne peut absorber très longtemps des coûts énergétiques trop importants sans remettre en cause sa croissance.

Enfin, qu'il s'agisse de charbon, de pétrole ou de gaz, les réserves sont par définition physiquement limitées.

Même si l'on considère que ces trois limites : technologique, économique et physique, laissent largement le temps de passer des combustibles fossiles à d'autres formes d'énergie, il convient de tenir compte de l'avertissement lancé par le Conseil mondial de l'Énergie à ce sujet : " Le vrai défi est de communiquer la réalité selon laquelle le passage à d'autres sources d'approvisionnement prendra de nombreuses décennies et que, dans ces conditions, il faut commencer dès aujourd'hui la concrétisation de cette nécessité et engager les actions appropriées "7(*).

2. La répartition des ressources actuelles et futures

Selon le Commissariat Général du Plan, le pétrole restera le combustible dominant dans le monde (40 %) d'ici à 2010. À l'horizon 2020 le charbon sera sans doute freiné si son impact environnemental ne s'améliore pas, tandis que le gaz prendra son essor sous forme gazeuse ou liquide.

De récentes découvertes techniques ont amené plusieurs compagnies pétrolières à envisager la construction de sites de transformation du gaz naturel, afin de le convertir en carburants qu'elles achemineraient ensuite à peu de frais. En Louisiane, par exemple, la Société Exxon a fait fonctionner une unité de démonstration d'une telle conversion. Dans la péninsule d'Arabie, le Qatar négocie aujourd'hui avec trois compagnies pétrochimiques pour faire construire des usines qui transformeraient le gaz naturel extrait d'un énorme gisement sous-marin [...]. La plus grande compagnie pétrolière norvégienne, la Société Statoil, projette de construire de petits modules, montés sur des plates-formes flottantes, pour convertir le gaz naturel de gisements en mer du Nord.8(*)

Une des techniques les plus prometteuses semble être la transformation du méthane, principal composant du gaz naturel, en méthanol grâce à un catalyseur liquide. Le méthanol, liquide à température ambiante, et donc facilement transportable, peut être utilisé comme supplément (pour augmenter l'indice d'octane) ou même comme substitut de l'essence.

Actuellement le pétrole et le gaz naturel sont répartis de façon inégale. Les pays du Moyen-Orient et de l'Afrique du Nord membres de l'OPEP possèdent 70 % des ressources pétrolières mondiales probables et la Russie, près de 17 %. L'ex-URSS contient presque la moitié des ressources mondiales probables de gaz naturel et le Moyen-Orient, près de 40 %9(*).

Cette situation va aller en s'aggravant : en ce qui concerne le pétrole, selon le Commissariat Général du Plan, " si l'on peut, sans risque de se tromper, penser que l'augmentation de la production des non-OPEP se poursuivra jusqu'à l'aube du prochain siècle, la question se pose pour l'après 2005. Il est indéniable, en effet, que l'essentiel des réserves se trouve concentré au Moyen-Orient et que les pays du Golfe Persique devraient, dans un futur plus ou moins lointain, augmenter fortement leur part dans la production mondiale "10(*).

De même, en ce qui concerne le gaz naturel, les réserves prouvées mondiales ont progressé irrégulièrement depuis 1970 : celles des pays industrialisés occidentaux n'ont progressé que de 22 % de 1970 à 1997, pour atteindre 11 % du total. Dans le même temps, les réserves de la zone CEI étaient multipliées par 4,7 (40 % du total) et celles de l'OPEP par 5,6 (42 % du total).

En conséquence, après 2010, l'approvisionnement européen extérieur augmentera et aura pour source l'Afrique du Nord (Algérie et Lybie), la Russie (qui entre temps, aura vraisemblablement accru sa production dans l'Extrême-Sibérie) et enfin, le Moyen-Orient.

C. CETTE SITUATION REND VULNÉRABLES LES PAYS NON PRODUCTEURS D'ÉNERGIE

1. Une vulnérabilité géopolitique

 Certains risques sont liés aux pays producteurs

Il est en effet évident, et l'histoire l'a montré, qu'un changement dans la politique suivie par l'Arabie Saoudite ou un conflit au Moyen-Orient entraînerait une forte tension sur les marchés pétroliers, voire une rupture de l'approvisionnement des pays importateurs ; de même, une crise grave en Russie pourrait déstabiliser l'entreprise Gazprom et réduire l'approvisionnement de l'Europe en gaz naturel.

La politique d'approvisionnement pétrolier des États-Unis, qui importent environ 50 % de leur consommation, illustre bien l'absolue nécessité qu'ont les États de se protéger. Tout en maintenant des relations très étroites avec certains pays du Golfe Persique dont la défense est maintenant principalement sous la responsabilité américaine, et en pratiquant une politique d'isolement d'autres pays du Moyen-Orient pour les empêcher d'exercer une domination sur la région, les États-Unis accroissent considérablement leurs importations en provenance de l'Amérique Latine (la valeur des importations venant du Venezuela a augmenté de 44 % entre 1993 et 1996, alors qu'elle se réduisait de 4,3 % pour les importations venant des pays du Golfe).

 D'autres risques sont liés au problème de l'acheminement du pétrole et du gaz vers les pays consommateurs

Les tensions qui accompagnent le choix des pays traversés par les gazoducs et oléoducs permettant de transporter les hydrocarbures exploités en mer Caspienne en sont une illustration.

Si, contre l'avis des autorités russes, le tracé Bakou-Novorossiysk promu par l'Azerbaïdjan International Operating Company est choisi, les exportations du brut azeri seront placées sous le contrôle tchétchène, ce qui comporte des risques évidents en matière de sécurité d'approvisionnement pour tous les pays dépendant de ce pétrole.

2. Une vulnérabilité économique

S'ils ont besoin d'une sécurité d'approvisionnement, les pays non producteurs d'énergie ont également besoin de prix bas et stables.

Or, la stabilité des prix peut être compromise à tout moment par une crise politique en Russie ou au Moyen-Orient même si la sécurité des approvisionnements n'est pas remise en cause.

Une hausse des prix pourrait également intervenir pour d'autres raisons : si la demande est trop forte par rapport à l'offre, les mécanismes de marché conduiront à une augmentation des prix ; ainsi, au Moyen-Orient, la demande européenne va entrer inévitablement en concurrence avec la demande chinoise, ce qui accroîtra la tension sur ce marché. Par ailleurs, le recours croissant au gaz est un facteur de hausse, compte tenu des coûts de transport très élevés de cette ressource énergétique (son transport par pipeline est quatre fois plus coûteux que celui du pétrole). Enfin, le coût élevé d'exploitation des pétroles non conventionnels aura des répercussions sur leur prix.

L'actuelle abondance de sources d'énergie peu coûteuses ne doit pas masquer la vulnérabilité des pays non producteurs.

CHAPITRE II -

LA POLITIQUE ÉNERGÉTIQUE RESTE AU CoeUR DE LA POLITIQUE DES ÉTATS

Il n'entre pas dans les intentions de votre commission d'enquête de rappeler les grandes tendances intervenues ces trente dernières années en matière énergétique (lien entre évolution du PIB et demande de services énergétiques, réduction de l'intensité énergétique11(*), augmentation de la part du gaz...) dans la mesure où elles ont été relativement déconnectées des politiques menées en matière énergétique et ont dépendu davantage de facteurs structurels (croissance de la population, structure de l'économie, évolution des prix relatifs des différentes énergies...). Au demeurant, ces perspectives sont excellemment rappelées par le Commissariat Général du Plan dans un rapport récent12(*).

Il paraît utile en revanche de faire ressortir les points communs entre les politiques énergétiques menées par les principaux pays développés.

Il apparaît, en effet, que malgré des contextes économiques, géographiques et climatiques divers, malgré des ressources énergétiques primaires variables, les politiques nationales convergent le plus souvent vers les mêmes objectifs finaux : fournir de façon continue et au meilleur coût l'énergie indispensable à la production d'électricité et de chaleur et à la propulsion des véhicules, pour satisfaire les besoins fondamentaux de l'individu et ceux de l'activité économique ou de la vie de la société.

Il est important de noter également que les politiques énergétiques sont fortement influencées par des facteurs exogènes et partagés : déterminées hier par le prix du pétrole, elles le seront demain également par la nécessité de préserver l'environnement des agressions liées aux émissions de gaz de combustion et aux déchets de toute nature.

Ainsi, si dans les années 1970, la quasi-totalité des États ont été conduits à diversifier leurs sources d'approvisionnement en énergie et à valoriser leurs propres ressources et leurs innovations nationales pour faire face à la très forte hausse du prix du pétrole imposée par les pays de l'OPEP, la relative abondance actuelle en hydrocarbures conduit la plupart d'entre eux à négliger la recherche de l'indépendance nationale au profit de l'ouverture des marchés, qui peut, selon eux, assurer la sécurité des approvisionnements énergétiques au meilleur prix. Dans ce contexte, le gaz naturel semble avoir pris une avance durable sur les autres sources d'énergie.

Parallèlement, si la cherté du pétrole avait conduit la plupart des États à tenter de maîtriser le niveau de leur consommation et à promouvoir des énergies de substitution, le contre-choc pétrolier a coupé court aux efforts de maîtrise de l'énergie et rendu plus contestables les investissements en faveur des énergies renouvelables.

Toutefois, les énergies renouvelables et l'utilisation rationnelle de l'énergie font l'objet d'un nouvel engouement à la faveur de la prise de conscience internationale des effets nocifs du dioxyde de carbone ou du dioxyde de soufre qui émanent de la combustion des énergies fossiles (charbon, pétrole). La plupart des Etats développés se remettent ainsi de nouveau à promouvoir des modes de production d'électricité et de chaleur ainsi que des modes de transport moins polluants et plus économes en énergie, conformément aux engagements qu'ils ont pris lors de la conférence de Kyoto de 1997.

De même, si la recherche de l'indépendance énergétique a constitué le motif essentiel du recours à l'énergie nucléaire dans les années 1970, le double souci d'économiser les ressources énergétiques fossiles - dont l'épuisement apparaît inéluctable, même s'il sera progressif, dans un contexte de concurrence de plus en plus sévère pour l'accès aux ressources engendrée par l'émergence des pays du Sud - et de lutter contre l'effet de serre induit par le rejet dans l'atmosphère de différents gaz de combustion, est à l'origine, à quelques exceptions près, de l'intérêt renouvelé des Etats pour l'atome.

Ainsi, après avoir mis en cause leur parc de centrales nucléaires, de nombreux pays s'interrogent aujourd'hui sur l'opportunité d'abandonner une technologie qui a fait ses preuves et qui, si elle n'est pas dépourvue d'inconvénients, reste la seule susceptible de remplacer les énergies fossiles à terme.

Quatre grandes tendances semblent au total se dégager :

- la libéralisation des marchés de l'électricité ;

- la croissance de la part du gaz dans le bilan énergétique des pays dans un contexte d'ouverture à la concurrence ;

- l'intérêt renouvelé pour l'énergie nucléaire ;

- le nouvel élan en faveur du développement des énergies renouvelables et de la maîtrise de la consommation d'énergie.

Votre commission d'enquête tentera de démontrer, à travers ces tendances et leurs déclinaisons pays par pays, qu'en dépit d'un relatif effacement de l'Etat au profit des mécanismes de marché, le rôle des pouvoirs publics reste déterminant pour réguler des marchés ouverts à la concurrence, pour pallier la myopie des marchés et pour garantir l'avenir de la planète.

Elle s'efforcera également de montrer que si les Etats se sont, par leurs politiques énergétiques volontaristes, partiellement affranchis du joug du pétrole, c'est pour se soumettre à une obligation plus " noble " mais tout aussi contraignante, celle de la préservation de la planète.

En bref, intégrant le nouveau concept de développement durable, la politique énergétique reste au coeur des politiques nationales.

I. UNE OUVERTURE GÉNÉRALISÉE DES MARCHÉS DE L'ÉLECTRICITÉ À LA CONCURRENCE

Alors que le choc pétrolier de 1973 a conduit la quasi-totalité des pays développés à diversifier leurs sources d'énergie pour atténuer leur dépendance à l'égard des pays producteurs de pétrole, le nouvel équilibre mondial, l'abondance actuelle en hydrocarbures et le degré d'indépendance atteint par de nombreux Etats ont détourné les autorités politiques de cet objectif au profit de la libéralisation des marchés de l'énergie. L'ouverture des marchés à la concurrence est censée garantir aux consommateurs, qu'ils soient industriels ou particuliers, la fourniture d'électricité ou de gaz au meilleur prix.

C'est ainsi qu'à la suite des Etats-Unis, le Royaume-Uni, la Suède et la Norvège ont ouvert leurs marchés de l'électricité à la concurrence, défrichant la voie de la libéralisation du marché européen.

Le Japon est en train de réfléchir à la dérégulation du secteur de l'électricité, en raison du coût élevé du kilowatt/heure (deux fois le prix français). L'objectif des compagnies est, dans cette perspective, de parvenir à une réduction des coûts par la modernisation et la rationalisation de la gestion et des installations de production et par le développement de l'énergie nucléaire.

Néanmoins, il va de soi que les modalités, le rythme et le degré d'ouverture des marchés diffèrent selon la structure de la production et de la distribution de l'électricité. Il est difficile de comparer un pays comme la France, dont une seule entreprise nationale produit, transporte et distribue la quasi-totalité de l'électricité, à la Suède où six compagnies électriques privées et une compagnie publique se partagent le marché, ou à l'Allemagne où l'électricité, produite par huit principaux opérateurs, est facturée aux consommateurs finaux par les distributeurs ou " Stadtwerke " locaux.

Il est a fortiori encore plus difficile d'attendre une ouverture immédiate des marchés de l'électricité des pays de l'ex-bloc soviétique alors que les prix de l'énergie y sont encore fixés de manière centralisée.

En outre, si certains pays, dont les Etats-Unis, la Grande-Bretagne ou l'Allemagne, estiment que les forces du marché sont suffisantes pour garantir la sécurité des approvisionnements, d'autres jugent que les obligations de service public jouent un rôle essentiel. La Norvège vient, de son côté, de réaffirmer la nécessité d'une politique énergétique forte.

En tout état de cause, la présence d'un régulateur sur ces marchés ouverts à la concurrence reste indispensable pour protéger les consommateurs. C'est ce qu'ont conclu les ministres de l'énergie du G8 réunis à Moscou les 2 et 3 avril derniers par un communiqué commun dans lequel, tout en faisant valoir que des marchés de l'énergie " ouverts et concurrentiels sont la meilleure façon de fournir au consommateur une énergie sûre et accessible ", ils réaffirment que les Etats continueront à jouer un rôle essentiel dans la définition des règles du jeu.

Trois séries d'exemples permettront de dresser un panorama des différentes étapes de la libéralisation dans les différents pays du monde, tout en rappelant la diversité des situations énergétiques de chacun de ces pays.

A. LES PIONNIERS

1. La libéralisation du marché de l'énergie a débuté il y a vingt ans aux Etats-Unis

La véritable révolution que connaît le secteur électrique américain depuis quatre ou cinq ans est l'aboutissement d'un processus de libéralisation engagé voici vingt ans.

La loi dénommée " Public Utility Regulatory Policies Act " (PURPA) a constitué la première brèche dans le monopole de production que possédaient jusqu'alors les compagnies d'électricité américaines13(*). Elle a en effet contraint les compagnies d'électricité traditionnelles à acheter le courant produit par une nouvelle catégorie d'opérateurs dénommés " Qualifying Facilities " (QF) et utilisant la cogénération et les énergies renouvelables. Toutefois, le rôle des Qualifying facilities est resté limité à des projets de petite puissance ou à la production combinée d'électricité et de chaleur, compte tenu des conditions de production qu'elles doivent respecter14(*).

C'est l' " Energy Policy Act " de 1992 (EPACT) qui a véritablement ouvert le marché de la production à la compétition en définissant une nouvelle catégorie de producteurs indépendants, les " Exempt Wholesale Generators ", non intégrés en aval et donc sans débouchés assurés, mais échappant en contrepartie à la réglementation frappant les QFs et les compagnies traditionnelles. Cette loi autorise ces producteurs indépendants à vendre leur production ou même de l'électricité acquise ailleurs, à des acheteurs sur un ou plusieurs Etats, sachant que ces derniers sont des compagnies sous monopole. Elle élargit donc les conditions d'accès pour les ventes d'électricité en gros à l'ensemble du réseau. Tout producteur peut ainsi demander à la FERC (Federal Energy Regulatory Commission) d'ordonner à une " utility " de faire transiter sur son réseau de l'électricité produite par un concurrent et vendue à une tierce partie.

Le pouvoir de réglementation et de régulation du secteur électrique américain est partagé entre le niveau fédéral - avec la législation du Congrès et l'organisme indépendant de contrôle : la " Federal Energy Regulatory Commission " - et les 50 Etats - avec leurs Congrès respectifs et leurs autorités de régulation locales : les " Public Utilities Commissions ".

La décision concernant le degré de libéralisation du marché de détail de l'électricité est du ressort de chaque Etat. Mais, désireux d'encourager les Etats qui, comme la Californie, commencent à mettre fin aux monopoles régionaux15(*), le Département américain de l'énergie (DOE) a présenté en mars dernier un plan détaillé visant à ouvrir à la concurrence le marché américain de l'électricité pour les particuliers à compter du 1er janvier 2003. Il espère une économie de 20 milliards de dollars par an, soit 232 dollars pour un foyer de quatre personnes.

Pour imposer concurrence et transparence, une autorité de régulation indépendante, réunissant tous les participants sur le marché serait créée et placée sous l'égide de la FERC, dont les pouvoirs seraient parallèlement renforcés.

Enfin, dans l'objectif de promouvoir le recours aux énergies renouvelables, des quotas seraient progressivement imposés avec un taux fixé à 5,5 % en 2010 et un fonds serait doté de 3 milliards de dollars pour assurer le maintien d'un service public minimum.

2. Les Britanniques tirent les leçons d'une libéralisation vieille de presque dix ans

Pour comprendre la politique énergétique britannique, il ne faut pas perdre de vue que la Grande-Bretagne a toujours joui d'une assez grande profusion de ressources énergétiques, depuis le charbon aux XVIIIème et XIXème siècles, jusqu'aux réserves de pétrole et de gaz de la mer du Nord aujourd'hui. Ceci explique l'attitude relativement " détendue " des Britanniques à l'égard de la consommation énergétique et leur très grande confiance dans les mécanismes de marché pour garantir l'indépendance énergétique nationale.

Le système anglais part d'une situation initiale mauvaise en termes de productivité du travail, de coût du charbon domestique et de performance des centrales nucléaires. Cette situation est liée au poids historique de British Coal et à l'inertie des entreprises publiques face à des organisations du travail parfois archaïques. Comme en France, les secteurs des charbonnages, du gaz et de l'électricité ont été nationalisés après la seconde guerre mondiale. La privatisation du secteur énergétique a commencé en 1986 avec le gaz et en 1989 avec l'électricité. Le secteur nucléaire a été privatisé en 1996.

La réforme du système électrique anglais et gallois, initiée par l'Electricity Act de 1989, a introduit des changements majeurs, et pour partie irrévocables, dans le mode de fonctionnement d'un système initialement proche, au moins dans ses principes, du système français.

Cette réforme radicale s'est traduite par une séparation des fonctions de production et de transport, autrefois conjointement assumées par le CEGB (Central Electric Generation Board). Quatre compagnies de production ont ainsi vu le jour dont deux ont été immédiatement privatisées (National Power et PowerGen), les deux compagnies de génération nucléaire étant restées provisoirement nationales (Nuclear Electric et Scottish Electric). Ces dernières ont néanmoins été privatisées en 1996 et réunies au sein d'une holding (British Energy).

La distribution a été organisée en 12 compagnies régionales d'électricité privées connues sous le nom de RECs. Depuis, toutes ces sociétés, sauf une, ont été rachetées par des compagnies nord-américaines. Elles détiennent un monopole géographique de distribution pour les " petits " consommateurs (le seuil de ce monopole étant passé de 1 mégawatt (MW) à 100 kilowatts en avril 1994). Au delà de 100 kw, les gros consommateurs ont la possibilité de choisir leur fournisseur et, en particulier, d'écarter le distributeur de la zone sur laquelle ils sont situés. S'ils choisissent de contracter avec le fournisseur de leur choix, ils paient au distributeur un droit d'usage du réseau de distribution.

Enfin, une compagnie de transport a été créée (National Grid Company), dont toutes les parties prenantes étaient actionnaires obligatoires en proportion de leur importance comme client, jusqu'à son introduction en bourse fin 1995. National Grid est aujourd'hui régulé par une licence exigeante en termes de service public.

Aucun contrôle des prix sur la production d'électricité n'a été instauré, celle-ci étant supposée compétitive du fait de la création d'un " pool ". Toute l'électricité livrée aux distributeurs ou aux autres client finaux est achetée au pool à un prix unique.

LE " POOL " ÉLECTRIQUE BRITANNIQUE : UNE EXPÉRIENCE ORIGINALE

La concurrence à la production sur le marché électrique est assurée par l'intermédiaire d'un marché de gros (pool). Le pool, dont la gestion est assurée par le transporteur NGC, est un marché spot qui fonctionne à partir d'un système d'offres quotidien où chaque producteur est invité à indiquer la veille ce qu'il offre le lendemain, et à quel prix par tranche de demi-heure. Le pool arrête ainsi un programme de production quotidien, à la manière d'un dispatching, mais en classant les centrales, non par ordre de coût marginal croissant, mais par ordre de prix d'offre croissant. L'empilement par prix croissant des différentes offres, jusqu'à satisfaction de la demande, permet de déterminer, demi-heure par demi-heure, le prix marginal du système qui constitue la base de la rémunération des producteurs effectivement appelés. En théorie tout du moins, la concurrence doit faire coïncider à tout moment prix marginal du système et coût marginal. Dans la pratique, on a constaté des écarts parfois importants.

Le pool vend ensuite l'électricité achetée aux distributeurs (RECs) et aux très gros clients industriels. Il n'y a pas, dans le système anglais, de face-à-face physique entre producteurs et consommateurs. Les distributeurs et les gros clients industriels paient au pool l'énergie consommée sur la base d'un prix dérivé du prix marginal du système, et ils s'acquittent auprès du transporteur NGC d'un droit d'usage du réseau de transport, droit qui varie en fonction de la localisation et de la contribution à la pointe du système.

Tous les acteurs sont a priori exposés aux variations des prix du pool. De manière à diminuer les risques associés à leur volatilité, le législateur a autorisé les différents protagonistes à se couvrir contractuellement contre les mouvements de prix. Ainsi, les producteurs proposent-ils des contrats qui limitent, selon des modalités diverses, l'impact des mouvements de prix. Cette limitation peut aller jusqu'à la fourniture d'énergie à un prix totalement garanti indépendant des prix du pool. De fait, les contrats du marché libre fonctionnent comme contrats de compensation, le fournisseur reversant la différence au cas où le prix payé par le client est plus élevé que celui de leur contrat et vice versa dans le cas contraire. En pratique, l'essentiel des échanges est couvert et les prix du pool sont sans influence directe sur les comptes des différents acteurs. Il ne faudrait pas en conclure que leur impact est nul : les prix du pool ont une vertu allocative au niveau de l'offre d'électricité, les prix anticipés sur le pool servant également de base aux prix des contrats.

Le prix aux petits consommateurs est régulé par l'Office of Electricity Regulation (OFFER) qui rééxamine régulièrement les éléments de la formule des prix concernant le transport et la distribution (la dernière fois, en 1994, pour une période quinquennale).

Cette formule prévoit que l'augmentation des prix de l'activité concernée ne doit pas dépasser l'augmentation des prix de détail moins un facteur de productivité X. Par ailleurs, l'OFFER veille à maintenir une réelle concurrence dans les activités à vocation concurrentielle, comme la production et le " supply ", point sans doute le plus litigieux aujourd'hui, eu égard à une oligarchie de fait.

Ainsi, dans la mesure où il estimait que les prix du pool étaient manipulés par les deux grands producteurs, National Power et PowerGen, le régulateur - M. Stephen Littlechild - leur a demandé de respecter un prix " plafond " sur la moyenne annuelle des prix du pool et de limiter leur part de marché en cédant à d'autres acteurs les 6.000 MW de centrales anciennes dont ils étudiaient le déclassement. M. Littlechild a par ailleurs entrepris une révision sévère des prix du transport en fixant un objectif de diminution de 20 % en avril 1997, puis de 4 % en termes réels pour la période 1998-2001.

LE MODÈLE ANGLAIS DE LA RÉGULATION

Lorsque le Gouvernement britannique a été confronté à la nécessité de mettre en place une régulation publique au moment de la privatisation de British Telecom, pour sauvegarder les intérêts des consommateurs, l'idée du régulateur unique l'emporta sur le concept de la commission régulatrice tel qu'il existe aux Etats-Unis. Le formalisme juridique et la politisation des commissions américaines ainsi que l'utilisation du taux de profit comme instrument de contrôle des entreprises régulées, constituaient l'exemple à ne pas suivre.

C'est ainsi que ce que l'on appelle le " modèle anglais " de régulation est fondé sur des " régulateurs indépendants " (indépendants non seulement des entreprises régulées mais aussi, dans une large mesure, des autorités politiques et administratives traditionnelles) et sur le plafonnement des prix plutôt que des taux de profit (de façon à encourager les gains de productivité).

Néanmoins, si la régulation des prix que pratiquent entre eux les opérateurs a bien fonctionné dans le secteur des télécommunications, Steven Littlechild, régulateur de l'énergie, a été moins heureux avec les compagnies régionales de distribution (RECs). En effet, sur les territoires qu'elle couvre, chaque REC est dans l'obligation de se conformer à un prix plafond fixé par le régulateur. Cette méthode a le grand avantage, si le régulateur s'y tient fermement, de garantir à l'entreprise régulée qu'elle conservera tout le bénéfice des gains de productivité qu'elle pourra réaliser pendant cinq ans (les plafonds de prix sont en principe fixés pour cinq ans) et l'incite donc à les réaliser. Avec ce système de régulation par plafonds de prix (" price cap "), les Britanniques ont voulu éviter les inconvénients du système américain de régulation par plafonds du taux de rendement du capital (" rate cap "), qui incite l'entreprise à gonfler son capital et à limiter son efficacité au niveau où elle est autorisée à en tirer profit. Le système américain conduit aussi à des compromis toujours discutables sur le taux de rémunération du capital et sur la mesure de celui-ci.

Mais, en plafonnant le prix, on limite indirectement le profit des entreprises visées. La loi sur l'électricité fait d'ailleurs obligation au régulateur de remplir sa mission en tenant compte de l'intérêt à la fois des consommateurs et des actionnaires des entreprises régulées. Comme il ne parvient qu'imparfaitement à connaître la situation des entreprises et leur capacité à dégager du profit, et qu'il est tenu de ne pas les mettre en difficulté, il a une certaine tendance à fixer les plafonds de prix à partir d'une appréciation plutôt pessimiste de leur situation.

Or, en fixant les plafonds de prix des RECs, Steve Littlechild touchait au coeur de leurs activités et de leurs profits. Sa décision est un arbitrage entre les intérêts des consommateurs d'électricité et les intérêts des actionnaires des RECs, dans un contexte où il craignait plus de léser les seconds que les premiers. L'arbitrage a tellement peu lésé les actionnaires que la Bourse l'a salué par une hausse de 10 % dans les 24 heures et de 100 % dans les six mois. Les plafonds fixés en juillet 1994 devenaient dans ces conditions politiquement intenables et le régulateur a été obligé de les réviser dès avril 1995, alors que leur intangibilité sur une longue période devait être le trait distinctif de la régulation britannique par les prix.

Il apparaît de plus en plus clairement qu'un régulateur britannique est, comme son homologue américain, l'arbitre de transferts financiers importants entre des intérêts privés opposés, ceux de consommateurs et ceux d'actionnaires ; que les pouvoirs d'investigation dont il dispose, bien qu'ils comportent l'accès à certaines informations confidentielles, sont structurellement insuffisants parce que limités par les droits fondamentaux qu'ont des entreprises privées de protéger le secret de leurs affaires ; que toute décision importante qu'il prend entraîne des mouvements de bourse et des mouvements d'opinion auxquels il ne peut pas être insensible. Les difficultés qu'a connues Stephen Littlechild ne sont pas accidentelles. Elles révèlent un dilemme fondamental du modèle de régulation mis en oeuvre au Royaume-Uni : l'indépendance du régulateur est indispensable pour lui permettre de réguler les conditions de la concurrence, mais en même temps, elle le prive de la légitimité politique nécessaire pour fixer des prix qui affectent directement des millions de consommateurs et d'actionnaires. Ce dilemme est d'autant plus difficile à surmonter que les entreprises privées régulées ont tendance à voir dans le régulateur un adversaire auquel il faut éviter de transmettre des informations sensibles.

Pour faire accepter leur rôle d'ordonnateur de transferts financiers, les régulateurs britanniques ont été amenés à intervenir de plus en plus lourdement dans la gestion des entreprises régulées. Ainsi, la régulation à l'anglaise qui devait être une régulation " à la main légère " s'est-elle progressivement alourdie.

Les développements qui précèdent sont extraits d'un ouvrage de Elie Cohen et de Claude Henry, intitulé " Service public, secteur public " et publié à la Documentation française en décembre 1997.

Le bilan de dix ans de déréglementation est plutôt favorable. Sur le plan quantitatif tout d'abord, on note une amélioration sensible de l'aspect concurrentiel du secteur de l'électricité : ainsi, la proportion de clients faisant appel à un fournisseur autre que leur distributeur local s'élève actuellement à 56 % des clients de plus d'1 MW et 38 % de ceux ayant une puissance comprise entre 100 KW et 1 MW. Par ailleurs, les parts de marché de National Power et PowerGen sont passées en 1996 de 78 % à 50 %, à l'issue de la cession de 6 GW réclamée par l'OFFER.

En outre, la privatisation et la fragmentation du secteur énergétique ont permis au régulateur et au ministre de l'énergie de " casser " la relation historique avec British Coal en imposant une convergence progressive des prix du charbon anglais avec les prix du charbon importé. Ces deux mesures ont également entraîné des licenciements significatifs et une baisse des effectifs considérable, surtout chez les deux gros producteurs : National Power et PowerGen (-50 %).

Les prix fixés en 1990, au moment de la privatisation ont fait l'objet d'un ré-examen qui a duré un an. Ils ont ensuite été modifiés en septembre 1994, pour la période 1995-2000. On constate que les prix réels moyens ont baissé en valeur constante de l'ordre de 18 %, mais de façon inégale selon la typologie des consommateurs16(*).

Néanmoins, une part de ces gains de productivité a d'abord profité aux actionnaires17(*) des compagnies d'électricité. Aussi, le Gouvernement travailliste a-t-il, dès son arrivée au pouvoir, institué une taxe baptisée Windfall tax, sur les compagnies de service public privatisées, dans le but de financer les mesures en faveur de l'emploi des jeunes. Cet impôt vient, selon le Gouvernement, corriger les bénéfices jugés indus des compagnies d'électricité. S'agissant des RECs, le Gouvernement, conformément à un avis de M. Littlechild, envisagerait de fixer un plafond aux dividendes à verser à leurs actionnaires. Il semblerait, en effet, qu'elles n'aient pas atteint les objectifs imposés en termes d'investissements. Les comités de consommateurs en tirent la conclusion que ce " déficit " de 10 % est allé directement alimenter les dividendes des actionnaires au détriment de l'amélioration du service que les consommateurs étaient en droit d'attendre.

Pour le choix des moyens de production, on constate que le régulateur a laissé les industriels privilégier le court terme pour ouvrir un peu le duopole de National Power et de PowerGen avec la construction de cycles combinés au gaz : c'est le " dash for gas " (5 GW en cinq ans, 10 GW à l'horizon 2000). Le système anglais se trouve ainsi suréquipé jusqu'à l'horizon 2005. Il n'y a donc plus d'enjeu majeur pour le moment en terme d'investissements de production.

Le marché de gros de l'électricité fait, en outre, l'objet de critiques récurrentes pour ses mécanismes complexes, déterminés par ses propres membres et suspectés de conduire à des prix plus haut que nécessaire et de ne pas assurer une sécurité suffisante d'approvisionnement en période de pointe. Le Gouvernement a entrepris de le réformer faute pour le régulateur d'agir sur le marché de la production d'électricité.

Quant au secteur électrique dans son ensemble, on peut se demander s'il n'est pas trop fragmenté pour affronter la concurrence internationale qui se prépare. D'où la " tentation de la réintégration " actuelle : des distributeurs vers la production, des producteurs vers le client.

Pour l'avenir, le débat porte sur l'ouverture du marché des clients domestiques (i.e. de moins de 100 kw). Prévue de longue date pour le 1er avril 1998, Stephen Littlechild a annoncé son report d'au moins six mois compte tenu des difficultés dans la mise en place d'un système de comptage18(*) et de télécommunication et des interrogations qui se sont fait jour sur l'intérêt d'une telle ouverture. La concurrence ne devrait pas, en effet, se trouver renforcée s'agissant d'une catégorie de clientèle à très faible marge. Les prix pourraient même augmenter à cause d'une plus grande incertitude. Certains clients, parmi les plus fragiles, pourraient voir leur situation se dégrader si aucune mesure n'était prise en leur faveur.

Enfin, les considérations de politique énergétique, jusqu'alors tenues au second plan, on fait un retour remarqué dans les débats britanniques à la faveur de la fin, prévue en 1998, des contrats d'enlèvement de charbon signés entre les producteurs d'électricité et RJB mining, la principale entreprise houillère anglaise. Alors que les contrats négociés avec Eastern Group et National Power prévoyaient de réduire de moitié les livraisons de RJB pour 1998, et que les principaux producteurs annonçaient des fermetures de plusieurs centrales au charbon, ce qui laissait peu d'espoir de débouchés futurs au charbon national, Tony Blair a décrété, en décembre 1997, le gel des autorisations de nouvelles centrales au gaz, afin de préserver les centrales à charbon.

Pour le Gouvernement, le " dash for gas ", qui a fait passer la consommation du gaz naturel pour la production d'électricité en Angleterre de 0,5 % en 1990 à près de 21 % aujourd'hui19(*), devait être freiné au nom du risque que fait peser sur l'approvisionnement le recours à une seule source d'énergie primaire. Par ailleurs, les trois principaux producteurs anglais ont été amenés par le Gouvernement à acheter 1,8 million de tonnes de charbon supplémentaires d'ici juin prochain. Enfin, certains commentateurs affirment que le Gouvernement serait actuellement assez favorable à l'idée d'introduire une taxe sur l'électricité destinée à financer le surcoût engendré par les technologies propres des centrales au charbon. En tout état de cause, le Gouvernement serait prêt à accepter une réduction des objectifs d'émissions polluantes fixés par l'Agence de l'Environnement pour préserver certaines centrales et retarder la fermeture de mines de charbon menacées.

Il est cependant trop tôt pour dire de manière définitive si l'Angleterre renoue avec une véritable politique énergétique et souhaite un contrôle du mouvement d'investissements massifs en faveur du gaz.

3. La Suède a anticipé la directive européenne sur l'ouverture du marché de l'électricité

Devant la diversité de leurs ressources énergétiques, la variété de leurs systèmes de production et la multiplicité des acteurs, les pays nordiques ont très tôt envisagé, pour optimiser leur complémentarité, une exploitation unifiée de leurs moyens de production électrique. Cette coopération a abouti à la création d'un marché scandinave de l'électricité, le Nordic power exchange.

Dans la perspective de son adhésion à l'Union européenne, la Suède a engagé dès 1991 une réflexion sur la restructuration de son secteur électrique.

Celle-ci s'est traduite dans un premier temps, le 1er janvier 1992, par la transformation du plus gros producteur suédois, Vattenfall, en société par actions, dont l'Etat a cependant conservé le contrôle. Bien que ce secteur n'ait jamais été totalement centralisé ou nationalisé, Vattenfall était, depuis la fin des années 1940, en tant qu'établissement public, l'unique responsable du réseau national de transport et des connexions internationales et était propriétaire, avec une dizaine des plus importantes entreprises de production, des réseaux régionaux d'alimentation. Pour répondre aux critiques que suscitait cette structure d'un point de vue concurrentiel, l'activité de grand transport de Vattenfall fut confiée à une société neutre spécialement créée, Svenska Kraftnät, également détenue par l'Etat.

Mais c'est une nouvelle loi adoptée par le Parlement suédois le 25 octobre 1995 et entrée en vigueur le 1er janvier 1996, qui marque officiellement la libéralisation du marché électrique, très largement inspirée de l'expérience norvégienne.

Le principe de base de cette réforme est la séparation entre la production et la vente d'électricité d'un côté, et le transport/distribution de l'autre. Les premières doivent fonctionner selon les lois normales de tout marché concurrentiel, tandis que les activités de réseau, du fait de leur caractère de monopole naturel, continuent d'être encadrées par le biais de concessions de lignes et de zone géographique délivrées pour une période maximale de cinq ans par une autorité de régulation et de contrôle.

Les détenteurs des concessions ont une obligation de connexion et de desserte à des conditions raisonnables et non discriminatoires. Aussi les comptabilités des différentes activités des opérateurs doivent-elles être séparées afin que l'on puisse s'assurer du respect de cette exigence.

En outre, la loi a confié à Svenska Kraftnät, dont relèvent maintenant le réseau des lignes à haute tension (400 kV et 220 kV) et la plupart des interconnexions avec l'étranger, la responsabilité du système électrique national, c'est-à-dire de gérer l'équilibre entre l'offre et la demande, en imposant des contraintes d'approvisionnement aux sociétés de distribution. Cet organisme doit par ailleurs être informé de tout contrat d'importation ou d'exportation d'une durée supérieure à six mois. Quant à la construction de nouvelles lignes connectées aux réseaux étrangers, elles font l'objet d'une autorisation spéciale du Gouvernement.

La régulation du système est aujourd'hui du ressort de NUTEK, dont l'autorité dépasse le secteur électrique et couvre tous les domaines relatifs à la mise en place d'un contexte favorable au développement industriel suédois.

En dehors de ces contraintes, le marché électrique suédois est totalement ouvert à la concurrence : dès le 1er janvier 1996, tout client final a eu la possibilité légale de choisir son fournisseur d'électricité, tout producteur a obtenu réciproquement liberté de choix de ses clients. En même temps, toutes les formes d'intermédiaires entre producteur et consommateur ont été autorisées. L'accès au réseau de tous les acteurs a donc été total dès le début. Du moins en théorie, car, en pratique, la possibilité de changer de fournisseur s'est vite avérée limitée notamment pour les clients domestiques, compte tenu de la nécessité de s'équiper de nouveaux compteurs capables de suivre la consommation heure par heure.

Ainsi, l'administration nationale de la concurrence a constaté dans un rapport daté de novembre 1996, que le coût de l'installation de comptage horaire était trop élevé (8 000 couronnes suédoises en moyenne) par rapport au gain financier que pouvaient tirer les petits usagers d'un changement de fournisseur. De fait, neuf mois après l'entrée en vigueur de la loi, aucun abonné particulier n'avait sauté le pas et, dans la pratique, seuls les grands clients industriels avaient pu, jusqu'alors tirer profit de l'ouverture du marché.

Pour pallier ce dysfonctionnement, le Gouvernement a donc décidé de limiter le prix des équipements de mesure à un plafond de 2 500 couronnes (soit 1 965 francs). Par ailleurs, après une période de relative passivité, il semble que quelques compagnies électriques (dont Vattenfall, Stockholm Energi, Graninge et Telge Energi) aient décidé de se faire plus ouvertement concurrence en abaissant de quelques centimes le prix du kilowattheure, et en offrant même, pour certains d'entre eux, le compteur aux prospects démarchés.

Les autorités de contrôle se sont élevées contre le renforcement de la concentration du secteur, lequel semble aller à l'encontre de la logique habituelle de fragmentation des politiques de dérégulation. La production reste, en effet, dominée par les deux grands que sont Vattenfall (50 % du marché) et Skydraft (23 % du marché). La déréglementation a été marquée en outre par l'arrivée de compagnies étrangères dans le capital des sociétés de production (EDF, Pressen Elektra, IVO et Statkraft notamment).

Réciproquement, les électriciens suédois investissent à l'étranger, essentiellement dans les pays proches. En réponse à ces griefs, le ministre de l'industrie considère qu'il convient de considérer le poids des acteurs à l'échelle du marché nordique et non pas à l'échelle nationale. Il faut donc s'attendre à ce que les pouvoirs publics continuent dans l'avenir à encourager la restructuration du marché.

Celle-ci devrait s'opérer plus spécialement par des rachats d'entreprises dans le domaine de la distribution (250 compagnies qui appartiennent souvent à des municipalités), à laquelle s'intéressent aussi bien les producteurs électriques que les opérateurs multi-énergies, comme Statoil, Norsk Hydro et la Shell.

Enfin, courant 1996, la loi de déréglementation a permis l'institution d'une " bourse de l'électricité ", baptisée NordPool, commune à la Suède et à la Norvège. A l'automne 1997, environ 180 acteurs (norvégiens, suédois, mais aussi danois et finlandais) intervenaient sur le marché. Il semble cependant que cette bourse n'ait pas pleinement répondu aux attentes des participants suédois qui en espéraient, par des importations bon marché d'énergie hydraulique norvégienne, une forte diminution du prix de l'électricité. Malheureusement, la rigueur de l'hiver et le faible niveau de remplissage des réservoirs norvégiens ont entraîné un renchérissement des volumes échangés.

Au total, le système électrique suédois apparaît à la fois précurseur en matière de dérégulation, caractérisé par des coûts de production parmi les plus bas du monde et bien préparé aux enjeux que représente le marché unique de l'électricité ainsi qu'à l'ouverture espérée des pays d'Europe centrale et orientale.

4. L'Allemagne vient d'ouvrir totalement son marché de l'électricité à la concurrence

L'organisation électrique de l'Allemagne est le reflet de l'organisation administrative de la République fédérale d'Allemagne qui, en vertu de la Loi fondamentale de 1949, confie aux Länder l'essentiel de la gestion économique du pays et ne laisse à l'Etat fédéral (le Bund) qu'un certain nombre de prérogatives limitées.

La production d'électricité est, principalement, assurée par neuf sociétés " suprarégionales " qui contrôlent plus de 80 % de la production, parmi lesquelles RWE, Preussen Elektra ou Bayernwerk ; les 20 % restant sont produits à parité par 80 entreprises régionales et 900 sociétés municipales (Stadtwerke). Le transport est assuré par les neuf compagnies " suprarégionales ". La distribution est le fait des " neuf " (34 %), des sociétés régionales (39 %), des municipalités (27 %). La propriété publique est très majoritaire (85 % entre les entreprises publiques et les entreprises d'économie mixte).

Or, l'Allemagne vient d'ouvrir d'un coup son marché de l'électricité à la concurrence européenne par le biais d'une loi entrée en vigueur le 1er mai 1998 et qui sonne le glas, pour les producteurs d'électricité, d'un monopole régional qui leur assurait jusqu'ici de confortables revenus.

La réforme, plus ambitieuse que ce que prescrit la directive européenne, ouvre à la concurrence le marché de l'électricité, aussi bien pour les gros clients industriels que pour les particuliers, sans aucune étape intermédiaire. Le Gouvernement fédéral espère ainsi encourager les électriciens à diminuer leurs tarifs, au bénéfice notamment des industriels, tarifs qui sont pour l'instant 30 % plus chers que la moyenne européenne.

Néanmoins, cette réforme ne devrait pas produire d'effets immédiats compte tenu du morcellement du système électrique allemand.

Certes, les neuf compagnies " suprarégionales " seront obligées de mettre leur réseau à la disposition de leurs concurrents, leur permettant de desservir les consommateurs qui dépendaient jusqu'ici uniquement d'eux. Mais, les électriciens allemands disposent de plusieurs moyens pour se protéger de concurrents comme EDF qui produit un courant meilleur marché grâce aux centrales nucléaires. La directive européenne prévoit, en effet, une clause de sauvegarde qui permet aux Etats membres ouvrant largement leur marché de se protéger des exportations de pays moins libéralisés. Les grandes firmes allemandes vont, en outre, exiger des taxes pour faire transiter sur la longue distance le courant en provenance de l'étranger.

Quant aux 200 communes qui approvisionnent directement leurs habitants en électricité, une centaine d'entre elles qui sont équipées de centrales de cogénération conserveront leur monopole. L'autre moitié a également la possibilité de rester, jusqu'en 2005, l'unique intermédiaire entre les nouveaux fournisseurs d'électricité et les clients de leur territoire (principe de l'acheteur unique).

Les effets de la libéralisation devraient donc, dans un premier temps, être limités. Pour les industriels, les experts tablent sur une baisse rapide des prix de 10 à 15 %. En revanche, les réductions pour les ménages devraient survenir plus tardivement, après que certains problèmes techniques comme l'adaptation des compteurs et des logiciels auront été surmontés. Dans l'immédiat, la réforme devrait surtout profiter aux intermédiaires grossistes qui ne devraient pas manquer d'apparaître, comme aux Etats-Unis.

Enfin, la désignation et la définition géographique des gestionnaires de réseau sont implicitement laissées à l'initiative des compagnies. Le Gouvernement fédéral n'envisage pas, en effet, de mettre en place une autorité de régulation nouvelle.

Les contrats de démarcation aux termes desquels une société obtient soit l'exclusivité de l'approvisionnement ou de la distribution dans une zone géographique donnée (démarcation horizontale entre fournisseurs ou entre distributeurs), soit l'exclusivité de l'activité de distribution (démarcation verticale entre distributeur et fournisseur) ne bénéficieront plus d'un régime d'exception légale. Ils tomberont sous le coup de l'interdiction générale des accords entre entreprises et seront susceptibles d'être dénoncés par l'Office fédéral des cartels.

Cet office sera également compétent pour traiter des litiges nés d'un refus de transit par le propriétaire d'un réseau ou de la contestation des conditions tarifaires du transit. L'accès au réseau devra être accordé selon des conditions comparables à celles dont bénéficient les compagnies pour leurs besoins propres. En cas de refus d'accès, la charge de la preuve incombera à l'exploitant.

B. LES DISPARITÉS EUROPÉENNES

Le texte originel du Traité de Rome ne contenait aucune disposition relative à l'électricité ou au gaz. La décision de parvenir à une meilleure intégration du marché intérieur de l'énergie date du 16 septembre 1986. Il s'agissait pour le Conseil des Communautés Européennes " d'améliorer la sécurité d'approvisionnement, de réduire les coûts et de renforcer la compétitivité économique ".

Le 19 décembre 1996, la directive concernant les règles communes pour le marché intérieur de l'électricité a été adoptée, directive que les Etats membres de l'Union européenne sont tenus de transposer dans leur droit interne au plus tard le 19 février 1999, c'est-à-dire dans moins de neuf mois. Un délai supplémentaire a été accordé à la Belgique (un an), à l'Irlande (un an) et à la Grèce (deux ans).

Or, si l'introduction de la concurrence sur le marché de l'électricité constitue bien un enjeu commun à tous les pays de l'Union, on constate, dans la pratique, de fortes disparités entre les différents Etats membres.

1. La directive sur le marché intérieur de l'électricité est inégalement transposée selon les pays

Disparités de calendrier tout d'abord : dans cinq Etats membres, le secteur électrique est déjà libéralisé : Suède, Finlande, Royaume-Uni, Espagne, Allemagne. Les Pays-Bas, le Portugal et l'Autriche sont déjà fortement avancés dans la transposition et certaines législations entreront en vigueur dans le courant de cet été.

Disparités structurelles ensuite : certains pays ont ainsi décidé d'aller plus vite et plus loin que le texte de directive en matière d'ouverture du marché aval (Suède, Norvège, Royaume-Uni, Finlande, Allemagne, Espagne et Pays-Bas) quand d'autres, à défaut de recourir à la " solution " danoise, respecteront le calendrier de la directive.

L'organisation de la concurrence à la production, pourtant au coeur de la directive, devrait, elle aussi, se présenter sous des formes hétérogènes, certains Etats membres instituant des marchés obligatoires (Angleterre), d'autres des pools facultatifs (Suède, Norvège, Finlande, Espagne), d'autres encore n'envisageant pas de recours à des bourses d'échanges formelles (Allemagne, Portugal, Italie).

Enfin, la teneur des missions d'intérêt général confiées au secteur devrait fortement varier au sein de l'Union entre les pays qui feront le choix d'une planification et d'une politique énergétique forte (France, Portugal, Italie, Danemark) et ceux qui auront des objectifs plus lâches, généralement limités aux investissements de réseau et à la protection de l'environnement (Espagne, Angleterre, Suède).

2. La directive peut être interprétée en fonction des situations énergétiques de chaque pays

En réalité, la directive elle-même a laissé aux Etats membres des marges d'interprétation très étendues que chaque pays a utilisées pour élaborer les solutions les plus adaptées à sa propre situation.

Situation énergétique tout d'abord : de ce point de vue, il est intéressant de constater que les pays riches en ressources naturelles sont ceux qui se sont engagés le plus tôt et le plus résolument vers des solutions concurrentielles (Grande-Bretagne).

Situation industrielle ensuite : tous les pays de l'Union s'efforcent de renforcer la structure industrielle de leur secteur avec, en ligne de mire, une future concurrence européenne. C'est ainsi que les Pays-Bas s'apprêtent à fusionner les quatre compagnies de production nationales en un seul producteur. L'introduction de la concurrence dans les pays scandinaves s'est faite en préservant la présence d'opérateurs dominants comme Vattenfall et Sydkraft (les trois-quarts du marché suédois) ainsi que la présence des opérateurs publics. En Espagne, la réorganisation du secteur intervient à l'issue d'un processus de renforcement industriel de près de dix ans qui permet aux deux entreprises dominantes (Iberdrola et Endesa, 80 % du marché) d'entrer sereinement dans la concurrence.

Situation institutionnelle enfin : dans le choix des modalités de régulation, c'est la continuité qui domine, l'innovation restant assez marginale. L'Allemagne devrait ainsi continuer de disposer d'une régulation très informelle, alors même qu'elle souhaite ouvrir l'ensemble de son marché.

En Espagne, la volonté affichée de dérégulation ne doit pas faire oublier que l'Etat conserve, pour les dix prochaines années, d'importantes prérogatives qui vont bien au-delà des simples fonctions d'arbitrage ou de contrôle et font de lui un véritable acteur du système. L'introduction d'autorités indépendantes sectorielles avance à pas mesurés, la définition de leurs zones de compétences et de leurs pouvoirs demeurant encore très variable.

C. LA LIBÉRALISATION PROGRESSIVE DES PRIX DANS LES PAYS DE L'EX-BLOC COMMUNISTE

La situation dans les pays de l'ex-bloc communiste se caractérise par la distorsion qui affecte la structure des prix de l'énergie. Dans la plupart de ces pays, les tarifs du gaz et de l'électricité destinés aux ménages sont inférieurs à ceux des gros consommateurs et parfois même inférieurs aux prix de revient. Ce sont les industriels qui subventionnent la consommation d'énergie des ménages, ce qui est source d'inefficience économique.

1. L'augmentation des prix en République tchèque

La structure des coûts énergétiques en République tchèque reflète ainsi encore très largement le poids des décisions administratives. Les augmentations décidées en 1995 et 1996 sont en effet restées timides et n'ont que très légèrement rapproché les tarifs administrés des prix de marché.

Le coût très faible de l'énergie pour les ménages interdit toute politique d'économies d'énergie et incite au contraire au gaspillage. Par ailleurs, les compagnies de distribution n'ont d'autre choix que de faire supporter aux gros consommateurs industriels des prix relativement élevés afin de compenser leurs pertes sur la clientèle des particuliers. Ainsi, selon des estimations de Cityplan, le prix du gaz domestique devrait quadrupler et celui du gaz destiné aux chaudières tripler pour retrouver une valeur normale.

Pour corriger ces distorsions de prix, les autorités tchèques ont décidé au début de l'année 1997 d'accélérer la libéralisation des prix de l'énergie. Les tarifs de l'électricité et du gaz ont ainsi connu une hausse de 15 % en juillet 1997. Depuis, des divergences d'approche sur l'échéancier et l'ampleur des augmentations de tarif à prévoir pour 1998 et les années suivantes se sont fait jour au sein du Gouvernement, mais il est vraisemblable que les tarifs augmenteront de nouveau en juillet 1998.

Pour autant, il est probable que les autorités tchèques souhaiteront garder un droit de regard minimum sur les prix de l'énergie en raison de la politique monopolistique des distributeurs de chaque région.

Compte tenu de ce qui précède, nul ne s'étonne que la consommation énergétique tchèque soit 2 à 4 fois plus importante que dans les pays de l'OCDE, à production égale. La production de ce pays à forte tradition industrielle, disposant, pendant la période communiste de ressources énergétiques abondantes en provenance de Russie, s'est faite en dépit de toute considération écologique. La République tchèque est aujourd'hui l'un des pays les plus pollués d'Europe.

2. La progression vers l'ouverture du marché à la concurrence en Pologne

En Pologne, gros consommateur d'énergie comme les autres pays ex-socialistes, l'accord du ministère de l'économie est nécessaire pour tout investissement concernant la production, le transport ou la distribution de l'électricité. Le ministère fixe en outre les prix entre producteurs et distributeurs (prix de transfert) et les tarifs obligatoires destinés aux consommateurs finaux. Les prix des destinataires dits " industriels " dépendent de la tension dans leur réseau de raccordement, de la puissance consommée et des conditions de livraison. Les grandes entreprises industrielles ont la possibilité de signer des contrats individuels avec les fournisseurs d'énergie électrique en fonction de leurs besoins très spécifiques.

La Pologne a néanmoins poursuivi une politique d'augmentation des prix de l'électricité remarquable depuis 1990. Certains clients, et notamment les entreprises du secteur public, ont de plus en plus de mal à payer. Une libération des prix est promise pour 1999, mais les besoins de financement à moyen terme imposent de rechercher des apports extérieurs. Le tarif moyen de l'électricité était de 5,5 cents/kWh début 1996 alors que le prix moyen couvrant les coûts était estimé à 7-7,5 cents/kWh. On prévoit une concordance entre les prix réels et les prix du marché d'ici 2002-2003.

Depuis 1990, sous l'influence de nombreux conseillers anglo-saxons, le système électrique polonais évolue vers une organisation inspirée du modèle britannique. Les sociétés autonomes de production, transport et distribution, toutes encore détenues à 100 % par l'Etat, fonctionnent aujourd'hui selon un système d'acheteur unique. La nouvelle loi énergétique, adoptée le 10 avril 1997, va permettre l'introduction prochaine de l'accès des tiers au réseau (ATR) et la privatisation progressive du secteur électrique. Sous le contrôle de la nouvelle agence de régulation (URE), un système de pool devrait se mettre en place, ainsi que des marchés régionaux de l'électricité. L'entrée du capital étranger sera certainement aussi facilitée pour ce qui concerne la production indépendante.

II. UN ENGOUEMENT CROISSANT POUR LE GAZ NATUREL

Presque partout, le recours au gaz naturel a constitué hier un moyen pour les Etats de diversifier leurs sources d'énergie. Au moment du premier choc pétrolier, le gaz naturel et le nucléaire sont, en effet, apparus comme pouvant se substituer au pétrole dans des secteurs tels que le chauffage et la production d'électricité. Dans un contexte de menaces multiples - ruptures éventuelles d'approvisionnement pétroliers, hausse des prix du pétrole, raréfaction des ressources pétrolières de la planète - le souci des pouvoirs publics a alors été de renforcer les entités qui s'occupaient de la production, de l'importation, du transport et de la distribution, en leur assurant des conditions d'investissements favorables et en renforçant leurs positions de négociation face aux fournisseurs extérieurs. Il n'était donc pas question de casser les monopoles nationaux ou régionaux, bien au contraire. Les contrats fermes et à très long terme d'achat de gaz sont devenus la règle et les sociétés nationales ont bénéficié du soutien financier des Etats dans leur développement.

Dans le contexte énergétique actuel marqué par l'ouverture des marchés à la concurrence et la sensibilité croissante aux enjeux environnementaux, le gaz naturel présente trois atouts considérables : il est abondant, bon marché et relativement peu polluant. Ces qualités lui permettent de concilier les objectifs contradictoires de toute politique énergétique et il fait à ce titre l'objet d'un engouement croissant.

La demande des pays en gaz naturel a ainsi augmenté de façon constante depuis dix ans. Se sont accrus sa production (+ 11 % de 1990 à 1996), sa part dans le bilan énergétique des pays (24 % en 1996), le réseau de gazoducs pour son acheminement et son usage à des fins de production d'électricité.

C'est dans l'ex-URSS que la part du gaz dans le bilan énergétique est la plus importante avec 51 %. Elle est de 27 % en Amérique du Nord. Le gaz couvre seulement 22 % de la consommation d'énergie primaire de l'Europe des quinze. On retrouve cette part moyenne en Allemagne, alors qu'en Grande-Bretagne la part du gaz atteint 33 % et qu'elle est d'environ 44 % aux Pays-Bas.

Le tableau ci-après fait apparaître l'importance du gaz dans les bilans énergétiques des pays membres de l'Agence internationale de l'énergie (AIE).

Par ailleurs, dans un contexte d'abondance, l'existence de monopoles gaziers a commencé à perdre de sa légitimité dans la deuxième moitié des années 1980. C'est à ce moment que le concept d'un marché européen du gaz a fait son apparition dans le cadre des réflexions sur le marché unique de l'énergie. L'exemple britannique de la libéralisation du marché du gaz, qui fait l'objet de la deuxième partie du présent paragraphe, montrera que les données du problème diffèrent assez largement de celles de la libéralisation du marché de l'électricité.

A. UN MARCHÉ EN RAPIDE ÉVOLUTION

Il convient de distinguer les pays, qui utilisent le gaz naturel comme énergie primaire pour générer de l'électricité, des pays qui importent du gaz essentiellement à des fins de chaleur. Parmi, les premiers, on compte l'Espagne et l'Italie qui se caractérisent par une forte dépendance énergétique. Au sein des seconds, on compte la Suède et l'Allemagne.

1. Les secteurs du gaz et de l'électricité sont de plus en plus imbriqués en Italie et en Espagne

· L'Italie expérimente un début de concurrence dans le secteur de l'approvisionnement en gaz

L'Italie est dépendante de 80 % à l'égard des approvisionnements énergétiques en provenance de l'étranger. Pour atténuer cette dépendance, le Plan énergétique national (PEN) de 1988 encourage la diversification des sources d'énergie.

Le processus de diversification a consisté jusqu'à présent essentiellement à substituer du gaz naturel au pétrole et à ses produits dérivés, notamment dans la génération électrique. Le dédoublement du gazoduc Transmed a notamment permis un meilleur approvisionnement de gaz en provenance d'Algérie.

Le gaz naturel représente ainsi 29,2 % des énergies consommées en Italie, contre 24 % en 1990 et 15,5 % en 1980. Les prévisions font état d'une part de 34 % du bilan énergétique à l'horizon 2010.

En outre, l'année 1997 a été marquée par une forte croissance des importations de gaz naturel (+ 15,9 %), la consommation ayant atteint 51 Mtep Les ménages font en effet de plus en plus appel au gaz pour se chauffer (+ 4,6 %) aux dépens du fioul. A l'inverse, la consommation de pétrole a sensiblement diminué (- 2,9 %) en raison de sa substitution par le gaz naturel dans le secteur de la thermoélectricité. La contribution du gaz à la production de thermoélectricité devrait ainsi augmenter de 40 % par rapport à 1996.

Les gisements italiens (gisements de la plaine du Pô et gisements off-shore d'Adriatique) fournissent 19 milliards de m3 de gaz, soit 33,3 % de la consommation totale de l'Italie (57 milliards de m3). Le reste est importé, par l'intermédiaire de la Snam, d'Algérie (33 %), de Russie (23 %), de Hollande et de Norvège.

L'Italie se caractérise également par une concurrence croissante dans le secteur de l'approvisionnement en gaz. En effet, pour alimenter leurs turbines à gaz, les électriciens sont tentés de contracter directement une partie de leurs achats de gaz, dans l'espoir d'obtenir de meilleures conditions, ce qui met en péril les contrats " take or pay " négociés par l'importateurs national. La position de la Snam est à cet égard ambiguë : d'un côté l'importateur ne souhaite pas assumer la totalité du risque d'achat des volumes destinés au secteur électrique, mais de l'autre, son désir de maintenir un contrôle sur les flux de gaz destinés aux électriciens est patent. Ainsi, la Snam n'était pas mécontente de voir l'Enel contracter des achats de gaz directement auprès de l'Algérie, la Russie ou le Nigeria, à condition que ce gaz transite par son réseau. Elle a fini par l'obtenir après que l'Enel ait menacé de réceptionner directement du gaz naturel liquide nigérian en aménageant son propre terminal à Montalto di Castro, au nord de Rome.

Par ailleurs, Volta - une joint-venture créée par la Gazprom russe avec la société italienne d'électricité Edison, compagnie privée qui assure 7 % de la production - a annoncé son objectif d'importer et de commercialiser du gaz russe en Italie, essentiellement auprès d'électriciens. Elle en escompte un volume de commercialisation de 10 milliards de m3 par an auprès des producteurs indépendants d'électricité.

Pour contrer la volonté de Volta, la Snam a tenté de verrouiller le marché italien en saturant les gazoducs qui y mènent. Elle a ainsi conclu un contrat, en septembre 1996, pour l'achat de 8 milliards de m3 supplémentaires de gaz russe, puis elle a négocié l'achat de gaz norvégien qui transitera par la France.

Mais Volta a engagé la construction d'un gazoduc à partir de la Russie, concurrent de celui de la Snam et projette la réalisation d'un terminal, en coopération avec Mobil, pour l'acheminement du gaz naturel liquéfié. Aussi, la Snam pourrait-elle se retrouver avec des invendus, si l'Enel renonçait, comme on lui en prête l'intention, à une partie du gaz qu'elle lui achète.

· L'Espagne a décidé d'anticiper la transposition de la directive européenne sur le marché intérieur du gaz
Le marché espagnol n'échappe pas à l'engouement pour le gaz, bien que la part du gaz dans son bilan énergétique soit encore assez marginale (8 %). La consommation de gaz a en effet cru de 14 % en 1996 par rapport à 1995, et de 19,5 % dans le secteur domestique. Les autorités prévoient ainsi un doublement de la part du gaz naturel dans le bilan énergétique du pays d'ici 2000.

L'Espagne se caractérise par une très forte dépendance énergétique : en 1995, 72,3 % des besoins étaient couverts par les importations. Afin de réduire cette dépendance, le Plan énergétique national, établi en 1979, prévoyait un recours accru à l'énergie nucléaire, au charbon et au gaz. Or, après le moratoire nucléaire décidé en 1982 par le précédent Gouvernement, le nouveau Gouvernement libéral a souhaité marginaliser le charbon et privilégier la filière gazière.

L'arrivée du gaz algérien par le gazoduc Maghreb-Europe inauguré fin 1996 devrait accélérer l'utilisation de ce combustible par l'industrie et les particuliers aux dépens du fioul ou du charbon. Ce gazoduc permettra en outre d'étendre le réseau au Portugal, en collaboration avec la société nationale portugaise Transgas. La seconde phase du projet prévoit la réalisation d'une liaison avec la France au niveau de Perpignan. Il donnera à l'Espagne une capacité suffisante pour une dizaine d'années mais la rendra tributaire à 57 % de la zone Maghreb-Machrek.

Par ailleurs, la libéralisation du secteur de l'énergie devrait provoquer une évolution sensible dans la structure de la production électrique, aujourd'hui fortement liée au charbon (33 %) et au nucléaire (51 %). Alors que les secteurs du gaz et de l'électricité présentaient auparavant un fonctionnement totalement différencié, il semble qu'ils soient désormais de plus en plus imbriqués, avec un nouvel enjeu : la production d'électricité à partir du gaz.

Dans ce contexte, le Gouvernement espagnol a décidé d'anticiper la libéralisation du marché gazier, en mettant en place dès le 1er janvier 1998 un système d'accès des grands opérateurs (centrales électriques et consommateurs de plus de 25 millions de m3/an) au réseau haute pression de Gas Natural. L'accès au réseau sera régulé et le Gouvernement fixera le niveau des péages, l'accès pouvant toutefois être refusé s'il affecte les contrats " take or pay " ou si l'entreprise solliciteuse provient d'un pays où des droits analogues ne sont pas reconnus.

Dans ce contexte, entreprises gazières et électriques espagnoles cherchent à trouver les synergies nécessaires pour la réalisation de nouvelles unités de production électrique à gaz.

Ainsi, conscient de la complémentarité plus que de la concurrence avec d'autres sources d'énergie, Gas Natural a conclu un pacte stratégique avec son actionnaire de référence, Repsol (premier groupe pétrolier espagnol), et avec Iberdrola (deuxième groupe électrique) pour développer la production d'électricité par cogénération et l'utilisation de gaz naturel dans les centrales thermiques d'Iberdrola. Cet accord doit permettre à Gas Natural d'entrer dans le secteur de la production électrique, non seulement comme fournisseur de gaz, mais également comme producteur. La société gazière prévoit d'investir 2 milliards de francs d'ici à l'an 2000, et sa filiale de production, Enagas, 4 milliards de francs.

Gas Natural a également annoncé, en juillet 1997, qu'elle souhaitait réaliser, d'ici à 2004, 7 ou 8 centrales électriques à gaz, soit au total 3000 MW, pour un investissement total de 7 milliards de francs.

2. Dans les pays scandinaves, le développement du gaz est tributaire de l'accroissement des réseaux de transport

· L'exemple finlandais

En Finlande, où l'on anticipe une croissance de la consommation d'énergie de 40 % d'ici 2025, le ministère du commerce et de l'industrie considère comme une solution optimale, dans le cadre de la réduction des émissions de gaz carbonique, une augmentation de la part du gaz naturel de 10 % à 25 % du bilan énergétique et un accroissement de la part de la production d'électricité d'origine nucléaire de 27 % à 33 %.

De tels objectifs nécessiteront que le réseau gazier finlandais, qui n'est relié actuellement qu'à la Russie, soit connecté au reste du réseau européen.

· L'exemple suédois

De même, en Suède où il n'a été introduit qu'en 1985, le gaz naturel n'est distribué que sur la côte ouest du pays, entre Malmö et Göteborg20(*), et ne dessert que 25 municipalités, soit une population totale d'environ 2 millions d'habitants. Aussi, sa part dans le bilan énergétique de la Suède, demeure-t-elle encore marginale (2 % de la consommation finale d'énergie primaire).

Toutefois, dans les zones desservies, le gaz naturel a vu sa consommation s'accroître fortement en dix ans, et atteindre 871 millions de m3 en 1996 pour 55 000 abonnés. Ainsi, la part de marché du gaz dans les régions desservies se situe à un niveau comparable à la moyenne européenne, soit entre 20 et 25 %. La totalité du gaz est importée du gisement danois de Tyra par Vattenfall Naturgas, filiale de la compagnie électrique Vattenfall.

Près de 45 % du gaz consommé sont utilisés pour le chauffage urbain et la cogénération, environ 40 % dans les processus industriels et un peu plus de 15 % pour le résidentiel et le secteur des services. Le gaz est ainsi devenu la deuxième source d'énergie, juste derrière la biomasse, des sociétés de chauffage collectif des communes raccordées au réseau, en se substituant progressivement au fioul et au charbon.

Sa progression dans ce secteur dépendra à l'avenir des éventuelles extensions des infrastructures gazières existantes.

Aussi, les distributeurs orientent-ils l'essentiel de leurs efforts actuels vers l'industrie, le gaz ne couvrant que 2,5 % de ses besoins. Les transports constituent également un axe intéressant de promotion de cette source d'énergie. De fait, une flotte de plus en plus importante de bus fonctionnant au gaz naturel circule dans les agglomérations de Malmö21(*), Göteborg, Stockholm et Lund, de même qu'une cinquantaine de taxis à Malmö.

La décision du Gouvernement social-démocrate d'amorcer le démantèlement du parc électronucléaire devrait, si elle est confirmée, donner un nouvel élan au développement du gaz naturel en Suède. En effet, le gaz semble à de nombreux observateurs, l'alternative la plus acceptable à l'atome, à la fois d'un point de vue écologique et économique. Si les projets d'extension du réseau à la région de Stockholm n'ont jusqu'à présent pas abouti faute d'une demande suffisante, les débits transportés pour alimenter d'éventuelles unités au gaz en remplacement des centrales nucléaires d'Oskarshamn et de Forsmark, relativiseraient la lourdeur des investissements dans de nouvelles infrastructures.

Dans cette perspective, le premier ministre suédois, M. Göran Persson, a souhaité prendre une part active aux discussions relatives à la constitution d'un réseau gazier transnational, lors de la réunion des chefs de gouvernements nordiques de Aland en avril 1997. Sous l'appellation de Nordic Gas Grid (NGG), ce réseau figure, depuis le 11 juin 1997, sur la liste des projets de Réseaux Trans-européens et fait l'objet, jusqu'en juin 1998, d'une étude de faisabilité cofinancée par l'Union européenne et sept entreprises nordiques. Cette étude devra évaluer les possibilités de connecter les réseaux norvégien danois, suédois, finlandais, russe et balte.

Cette nouvelle route gazière permettrait ainsi à la Suède de diversifier ses approvisionnements par des importations de gaz norvégien ou russe. En outre, un investissement visant à doter la Suède de son premier site de stockage de gaz naturel, développé en partenariat avec Gaz de France, est sur le point de recevoir l'autorisation du ministère de l'industrie.

Si ces projets ne sont encore qu'hypothétiques, les opérateurs semblent se préparer à un futur développement du secteur gazier en Suède. En témoigne le fait que l'allemand Ruhrgas, le norvégien Statoil, le danois Dong et le finlandais Neste, sont entrés en janvier 1998 dans le capital de Vattenfall Naturgas, en reprenant à Vattenfall sa participation dans cette société.

· La Norvège exporte l'essentiel de son gaz
La Norvège est un cas à part. C'est le seul pays exportateur de gaz naturel dont la consommation gazière propre soit quasi nulle. La totalité des besoins norvégiens en électricité est, en effet, assurée par l'hydraulique. Une partie de cette électricité est exportée. Et même les centrales électriques au gaz, dont la construction est actuellement projetée en Norvège, sont destinées à exporter leur production future de courant.

3. Les perspectives de hausse de la demande en Allemagne

Alors que la consommation d'énergie primaire stagne, la demande de gaz naturel progresse rapidement et atteint désormais 20 % des besoins énergétiques. La part du gaz devrait atteindre 24 % de la consommation d'énergie primaire à l'horizon 2020.

L'Allemagne se situe au 4ème rang des consommateurs de gaz naturel, loin derrière les Etats-Unis, la Russie et l'Ukraine, mais devant le Canada et la Grande-Bretagne. La part du gaz atteint 19 % dans les anciens Länder et 22 % dans les nouveaux. Elle était inférieure à 14 % en 1986 et à peu près nulle jusqu'au milieu des années 1960.

La consommation des ménages est le segment du marché le plus dynamique (+ 13 % en 1995). Le nombre des logements chauffés au gaz connaît en effet une croissance rapide : il s'élève à 14 millions. 70 % des foyers construits en 1995 ont été équipés de chauffage au gaz. Selon Ruhrgas, le taux d'équipement des logements nouveaux pourrait atteindre 80 % d'ici 10 ans. La part du gaz dans l'équipement des foyers est passée d'environ 20 % en 1979 à 29 % en 1986 et 37 % en 1995. Cette évolution très favorable résulte de l'intégration dans les statistiques fédérales des régions de l'ex-RDA dont le parc immobilier a été largement transformé depuis six ans.

Disposant de ressources propres limitées, l'Allemagne recourt aux importations pour 80 % de ses besoins (73,3 MMm3), et se situe au 2ème rang des importateurs mondiaux, derrière les Etats-Unis. Les principaux fournisseurs de l'Allemagne sont respectivement la Russie (37 %), les Pays-Bas (26 %), la Norvège (14 %) et le Royaume-Uni (2 %). Les livraisons de gaz danois de la mer du Nord ont débuté en 1984 et sont appelées à augmenter progressivement.

La production allemande s'élève quant à elle à 20 MMm3 par an et est dispersée entre une dizaine de sociétés productrices dont les 2 premières assurent 52 % de la production. Néanmoins, les champs exploités en Allemagne devraient être épuisés d'ici 10 à 15 ans.

Le transport et la distribution de gaz naturel en Allemagne font intervenir plus de 600 entreprises. Mais, si l'offre est fragmentée en aval, elle reste très concentrée en amont de la filière. Ainsi, trois entreprises assurent l'essentiel des importations et le transport vers les zones de stockage et les centres de distribution régionaux : Ruhrgas, Wintershall et Verbundnetzgaz (VNG) dont Ruhrgas et Wintershall sont les principaux actionnaires.

La société Ruhrgas, détenue principalement par les trois producteurs d'hydrocarbures Esso, Shell et Mobil ainsi que par Ruhrkohle, occupe une position dominante au niveau de l'importation et du transport ainsi que, du fait de l'étendue de son réseau, dans le domaine de la distribution.

Toutefois, l'entrée sur le marché de la filiale de BASF, Wintershall, a introduit une réelle concurrence. Wintershall a entrepris en 1989 de développer son propre réseau et de s'approvisionner directement en gaz russe en créant deux filiales communes pour l'importation et la distribution avec le producteur russe, Gazprom.

Cette dualité de l'offre se reflète dans les diverses prises de position à l'égard d'une modification du cadre législatif. Tandis que Ruhrgas et les sociétés de transport et de distribution régionales manifestent leur opposition à toute libéralisation du marché du gaz, les grands consommateurs, relayés par Wintershall, ont adopté une position plus favorable à l'ouverture des réseaux.

Outre les importateurs/producteurs, une vingtaine de sociétés spécialisées de transport à distance assurent le transport du gaz vers les sociétés de distribution régionales ou locales. Il s'agit généralement de filiales des grands importateurs ou producteurs. A côté de ces sociétés, existent des sociétés de distribution régionales dont le capital est détenu conjointement par des collectivités locales et par Ruhrgas ou des producteurs d'électricité. Enfin, 500 régies communales (les Stadtwerke) assurent la distribution locale.

Selon Pierre Terzian, auteur d'un rapport22(*) sur les perspectives du gaz naturel à l'horizon 2010-2020 pour le Commissariat Général du Plan, de multiples facteurs se conjuguent pour faire du gaz l'énergie du proche avenir par excellence :

- l'abondance des ressources gazières leur bonne répartition géographique et géopolitique, leur disponibilité et l'absence de pools cartellisants de producteurs-exportateurs pouvant peser artificiellement sur ses prix ;

- l'accroissement de la demande d'électricité et les limitations rencontrées par le nucléaire comme source d'énergie alternative au pétrole et au charbon dans ces secteurs ;

- les progrès technologiques accomplis aussi bien en amont (exploration, exploitation) qu'en aval (combustion du gaz dans des centrales électriques, cycle combiné et cogénération) dans la filière du gaz naturel ;

- la propreté relative du gaz qui en fait l'énergie fossile la plus respectueuse de l'environnement.

Aussi Pierre Terzian pronostique-t-il une progression de la demande de gaz naturel de l'ordre de 60 % en Europe d'ici 2020.

B. UN MARCHÉ EN VOIE DE LIBÉRALISATION

La libéralisation du marché du gaz au Royaume-Uni anticipe sur un marché en voie de libéralisation conformément à la directive " marché intérieur du gaz " approuvée par le Parlement européen le 30 avril 1998.

Le secteur gazier britannique offre l'exemple d'une démonopolisation par étapes avec élargissement progressif du segment concurrentiel du marché. Il est ainsi frappant de constater que les avancées vers plus de libéralisme ont été décidées, non en vertu d'un plan établi à l'avance, mais au vu du bilan des décisions prises antérieurement.

Dès 1986, British Gas a été privatisé et le marché ouvert à la concurrence pour les clients ayant une consommation annuelle supérieure à 25 000 " therms " par an (60 000 m3 par an), c'est-à-dire les industriels. Parallèlement, ont été créés un organe de régulation, l' " Office of gas supply " (OFGAS) chargé de faire respecter les règles de concurrence, et un organe ayant pour mission la défense des consommateurs, le " Gas consumers Council ".

Mais entre 1986 et 1988, British Gas a profité de sa position dominante pour pratiquer une politique tarifaire discriminatoire. En 1988, il fut donc décidé de publier les prix (price-cap regulation) et les conditions d'accès au réseau de British Gas, et de limiter les achats de British Gas à 90 % de la production des nouveaux champs de la mer du Nord.

En 1991, le seuil des consommateurs éligibles fut ramené de 25 000 à 2 500 therms par an. Cela équivalait pour British Gas à se dessaisir de 60 % du marché industriel au profit de distributeurs indépendants.

Cependant, la position de British Gas, à la fois vendeur de gaz et propriétaire des infrastructures de transport, constituait une entrave à une application satisfaisante de la règle d'accès des tiers au réseau (ATR). Les premiers opérateurs indépendants se sont plaints des prix des services de transport et de stockage qu'ils jugeaient opaques et discriminatoires. Les pouvoirs publics ont alors pris la décision :

- d'ouvrir totalement le marché à la concurrence sur trois ans (1996 à 1998) : en avril 1996, une première zone pilote de 500 000 consommateurs domestiques a été ouverte à la concurrence, puis une seconde zone au début de l'année 1997 ;

- de filialiser les activités de transport de British Gas, dans " Transco " et non de les séparer complètement comme le recommandait la Monopolies & Mergers Commission (MMC) ; toutefois, en février 1997, Transco et British Gas, dont le nom est devenu " Centrica ", ont formé deux sociétés distinctes ;

- d'étendre le contrôle tarifaire au transport et au stockage.

Enfin, le " gas Act " de 1995 a créé trois grandes catégories d'acteurs sur le marché : les transporteurs, les " shippers " et les distributeurs. Ces derniers sont soumis à une obligation de fourniture de l'ensemble des consommateurs qui en font la demande. Ils doivent, en outre, fournir gratuitement des conseils en matière d'efficacité énergétique et des prestations spécifiques pour les client âgés, handicapés ou malades chroniques : par exemple des contrôles spécifiques de sécurité, de déplacement des compteurs...

Centrica est quant à lui soumis à des conditions particulières : contrôle de ses prix et maintien de normes de services approuvées par l'OFGAS, alors que ses concurrents sont libres de fixer les normes de leur choix. Il fait valoir que lorsque la concurrence se sera développée, il n'y aura plus de raisons pour qu'il soit soumis à de telles obligations.

Aujourd'hui, le secteur industriel et commercial est libre partout dans le pays et le marché domestique est ouvert dans le sud du pays (sauf la région de Londres), l'Ecosse et le nord-ouest. Le reste du pays devrait s'ouvrir par étapes au cours de l'année 1998. Début 1997, on affirmait que près de 100 000 consommateurs avaient délaissé Centrica pour s'approvisionner auprès d'autres fournisseurs.

Le processus de libéralisation du secteur gazier s'est traduit par l'entrée d'une trentaine d'opérateurs indépendants sur le marché. Par ailleurs, les prix du gaz ont diminué de 20 % en termes réels, ce qui représente une baisse supérieure à celle enregistrée dans le secteur de l'électricité. La libéralisation devrait s'accompagner d'une baisse supplémentaire des prix de 10 %.

En revanche, Centrica a été fortement affaibli, du fait du décalage entre les prix du marché " spot ", sur lequel s'approvisionnaient ses concurrents (9 pence par therm en 1995), et les prix des contrats " take or pay " qu'il avait signés dans le passé (environ 20 pence par therm). C'est ce que l'on a appelé la " bulle " de British Gas, définie comme la différence entre le volume de gaz que l'ex-monopole était contractuellement tenu d'enlever auprès des producteurs et celui qu'elle pouvait effectivement écouler dans les conditions de prix et de marché. En outre, les volumes de gaz représentés par ces contrats à long terme ne correspondent plus aux parts de marché de Centrica, qui ne détient plus qu'un tiers du marché industriel et commercial ouvert à la concurrence.

Une telle situation a contraint Centrica à renégocier ses contrats à long terme dès le mois de décembre 1996, d'abord avec British Petroleum, puis avec Mobil, pour une quantité représentant 20 % des contrats. Le 7 janvier 1998, la compagnie annonçait qu'elle avait renégocié des contrats représentant 110 Gm3, sur un total d'environ 180 Gm3, et que le reste de ses engagements " take or pay " était gérable.

Le gazoduc Interconnector est supposé changer les données du problème à partir d'octobre 1998 en permettant à Centrica d'accéder au marché d'Europe continentale et d'écouler ainsi ses surplus. La construction du gazoduc qui reliera Bacton, au Royaume-Uni, à Zeebrugge, en Belgique, devrait s'achever à l'automne 1998. On estime qu'il devrait induire une remontée des prix anglais, tout en influant à la baisse sur les prix du Continent.

Enfin, il faut noter que la baisse des prix du gaz, liée à l'effet conjugué des surplus de la mer du Nord et des stratégies des opérateurs, a engendré une augmentation radicale de la consommation de gaz en Grande-Bretagne : le décuplement de la demande de gaz depuis 1992 résulte pour l'essentiel de la progression de la part du gaz dans la génération électrique (+ 81,4 % par an en moyenne), la consommation domestique n'ayant augmenté que de 13 %.

III. UN REGAIN D'INTÉRÊT POUR L'ÉNERGIE NUCLÉAIRE

En dehors de quelques exceptions, tous les pays développés ont fait appel à l'énergie nucléaire quelle que soit leur situation énergétique initiale. Cependant, les accidents survenus sur les centrales de Three Miles Island aux Etats-Unis - qui n'a pas eu d'incidence significative sur l'environnement - et de Tchernobyl - qui, lui, a eu des conséquences graves - ont conduit à des remises en cause du nucléaire avec des résultats différents en fonction de la situation technologique, économique, politique, culturelle et sociale de chaque pays.

Certains pays ont interrompu les programmes en cours de réalisation, comme l'Italie, d'autres ont bloqué les programmes nouveaux, comme l'Allemagne et la Suisse, d'autres encore ont poursuivi leurs programmes comme la France et le Japon ou en ont commencé le développement comme la Chine. Tous en ont cependant tiré des leçons applicables à la conception, la réalisation, l'exploitation ou la surveillance des centrales. Le fonctionnement de ces dernières a ainsi été particulièrement satisfaisant en 1996 tant sur le plan de la sûreté que de la production d'électricité.

Par ailleurs, encouragé par les pouvoirs publics, le développement du nucléaire nécessite des investissements coûteux et sa rentabilité n'est assurée que dans certaines conditions de protection du marché. Sa compétitivité passe, en effet, par des unités de grande puissance et des réseaux de distribution importants qui requièrent une mobilisation de capitaux élevée.

Aussi, dans le contexte actuel de libéralisation des marchés et d'abondance énergétique, le maintien de cette filière n'est-il pas assuré dans certains pays face à la concurrence des énergies fossiles bon marché. C'est ainsi que le nucléaire est redevenu un enjeu électoral en Suède ou en Allemagne.

Au total, l'avenir de l'énergie nucléaire est suspendu aux décisions politiques des Etats. Pour l'instant, en dehors de quelques pays qui ont mis en place un moratoire sur le nucléaire (Italie et Autriche), la plupart maintiennent l'option ouverte en attendant le renouvellement des centrales qui ne devrait pas intervenir avant 2010.

Toutefois, la désaffection dont le nucléaire a pu être l'objet ces dernières années semble, sauf exceptions, avoir cédé le pas à un intérêt renouvelé motivé par les qualités non polluantes de l'atome. L'énergie nucléaire est en effet la seule source d'énergie à ne pas produire de gaz carbonique.

Une chose est certaine : aucun sondage ne fait apparaître de rejet massif de l'électricité nucléaire, même dans les pays à tradition écologique ancrée. Ainsi, deux tiers des Allemands restent favorables à l'énergie nucléaire, tandis que les Suédois semblent désavouer aujourd'hui les résultats du référendum de 1980 par lequel ils s'étaient prononcés pour le démantèlement de leur parc de centrales.

Enfin, le Commissariat Général du Plan observe dans un rapport précité que " si le nucléaire risque d'entrer, pour des raisons politiques, dans une phase de stagnation, sinon de régression en Amérique du Nord et en Europe occidentale, il n'en est pas de même en Asie, où la faiblesse des ressources énergétiques associée à une expansion économique rapide, provoquent d'importants besoins en électricité. Le nucléaire constitue une solution appréciée dans cette région du monde, dans la mesure où les moyens nécessaires au financement des investissements peuvent être réunis ".

Et le Commissariat Général du Plan d'ajouter : " Ceci pourrait conduire, si l'on n'y prend pas garde, à la disparition de pans entiers des industries électronucléaires occidentales au profit de leurs concurrentes asiatiques. Il serait dangereux, tant sur le plan de la sécurité des approvisionnements énergétiques que sur celui de la stabilité économique et sur celui de la protection de l'environnement, de ne pas maintenir un ensemble industriel cohérent dans ce domaine ".

A. L'IMPORTANCE DU NUCLÉAIRE DANS LE MONDE

1. De nombreux pays ont développé une filière nucléaire

Dans de nombreux pays, la filière nucléaire a été développée pour pallier l'absence de ressources énergétiques nationales ou pour atténuer leur dépendance à l'égard du pétrole au moment du choc pétrolier.

On constate ainsi que le Canada, la Suède et la Suisse ont fait appel au nucléaire pour compenser la saturation progressive des sites hydroélectriques disponibles, ce qui leur a évité de recourir au gaz et au pétrole. A l'inverse, la Norvège et le Brésil, où les ressources en gaz et en pétrole sont élevées, ne se sont pas tournés vers le nucléaire.

Aux Etats-Unis, en Allemagne, au Royaume-Uni et en Chine, le charbon s'est maintenu à des niveaux supérieurs à 50 % et, en dehors de la Chine qui y vient maintenant, l'appel au nucléaire a été important, au détriment du pétrole et du gaz, même si un rattrapage s'effectue maintenant sur le gaz.

En revanche, ni l'Australie, ni la Nouvelle-Zélande, riches en charbon, ne se sont tournées vers le nucléaire.

Enfin, les pays pauvres en énergie primaire, tels la France, le Japon, la Corée et Taiwan ont développé d'importants programmes nucléaires.

L'Italie fait exception : ne disposant pas d'installations nucléaires, elle importe non seulement de grandes quantités de pétrole et de gaz mais aussi de l'électricité produite en France, donc largement d'origine nucléaire. Le modèle italien n'est donc pas généralisable et ne peut même pas constituer une référence.

2. L'énergie nucléaire est à l'origine d'une part significative de l'électricité consommée dans le monde

Selon le rapport précité du Commissariat Général du Plan, le nucléaire représentait 17 % de la production mondiale d'électricité en 1996 et 24 % dans les pays de l'OCDE, ces derniers représentant 80 % de la puissance installée. Il était à l'origine de 21,9 % de l'électricité produite aux Etats-Unis, de 35 % de l'électricité produite en Europe, qui dispose actuellement du plus grand parc électronucléaire au monde, et de 10 % de l'électricité produite en Asie. Cette production a été réalisée à l'aide de près de 450 réacteurs représentant une puissance installée d'environ 350 GW23(*), ce qui permet une économie d'environ 500 millions de tonnes d'équivalent pétrole, dont 160 pour l'Union européenne et 80 pour la seule France.

Le Commissariat Général du Plan révèle en outre que, contrairement à une idée reçue, la part de la production d'électricité d'origine nucléaire dans la production totale d'électricité a continué de croître après 1986, année de l'accident de Tchernobyl. Le nombre de centrales nucléaires en service s'est accru de 66 depuis cette date, et la puissance installée de 73 GW.

La production d'électricité nucléaire a été particulièrement importante en Belgique, en France, en Allemagne, en Espagne et en Suisse. En revanche, le Danemark, la Grèce, l'Irlande, le Luxembourg, la Norvège et le Portugal ne disposent pas de centrales nucléaires.

La France reste en tête du palmarès avec 82 % de sa production d'électricité provenant du nucléaire (376 TWh24(*)). En Belgique, les 7 centrales nucléaires fournissent 60,1 % de l'électricité utilisée dans le royaume. La Suède possède 12 réacteurs qui assurent la fourniture de 50 % de l'électricité du pays, alors qu'en Espagne, 6 centrales répondent à environ un tiers de la demande nationale. Les cinq centrales suisses fournissent 40 % des besoins en électricité du pays. Enfin, l'Allemagne possède sept des dix plus importantes centrales au monde, selon le classement de Foratom. Elles assurent 29,5 % de la production d'électricité allemande, le reste provenant à plus de 53 % des centrales au lignite (26,2 %) et au charbon (27,2 %).

Le recours à l'énergie nucléaire permet de réduire les émissions de gaz à effet de serre de quelque 700 millions de tonnes par an en Europe.

B. LES HÉSITATIONS ACTUELLES DES PAYS DÉVELOPPÉS

Depuis l'accident de Tchernobyl, deux séries d'arguments ont ébranlé les certitudes en matière nucléaire :

- les arguments économiques : la compétitivité de l'électricité d'origine nucléaire n'est plus systématiquement avérée et résulte souvent de l'absence de prise en compte des coûts dits " échoués " ; par ailleurs, le renouvellement des centrales nucléaires n'apparaît pas nécessaire dans un contexte de surproduction électrique et d'abondance de ressources énergétiques fossiles, arguments inévitablement factuels ; enfin, la déréglementation du secteur de l'électricité conduit de nombreux opérateurs à se détourner du long terme pour privilégier les objectifs à court terme : dans ce contexte, les énergies fossiles aujourd'hui à bas prix ont le vent en poupe ;

- les arguments tenant à la sécurité et à la préservation de l'environnement : les risques d'accident font peser une épée de Damoclès sur l'avenir de la filière nucléaire et le problème de la gestion des déchets radioactifs reste non résolu.

Néanmoins, deux autres séries d'arguments interdisent de tirer un trait sur l'énergie nucléaire :

- sur le plan économique, il a été indiqué plus haut que la filière nucléaire était à l'origine d'une part importante de l'électricité consommée dans le monde, ce qui en fait une énergie difficilement substituable à court terme ; en outre, la croissance de la consommation d'énergie au niveau mondial fait de l'énergie nucléaire une alternative indispensable à un horizon moyen dans un contexte d'épuisement progressif et inéluctable des ressources énergétiques fossiles ;

- sur le plan environnemental, les centrales nucléaires n'émettent aucun gaz à effet de serre, ce qui confère à l'énergie atomique un atout déterminant pour satisfaire les objectifs fixés par le compromis de Kyoto.

Aussi, les pays hésitent-ils à démanteler leur parc de centrales. Si certains s'interrogent sur sa rentabilité face à des sources énergétiques plus compétitives, d'autres ont à l'inverse décidé, soit de relancer leur effort de recherche, soit de mettre en construction de nouvelles tranches.

1. L'avenir du nucléaire britannique n'est pas assuré dans un contexte concurrentiel

En 1995, 26,7 % de l'électricité produite en Grande-Bretagne était d'origine nucléaire. Néanmoins, le nucléaire britannique a rencontré, et rencontre encore, des difficultés à s'insérer dans le cadre concurrentiel du système électrique d'outre-Manche.

Ces difficultés ont amené le Gouvernement à mettre en place un ensemble d'aides constitué, d'une part, de l'obligation d'achat, par les compagnies régionales de distribution (Recs), de toute l'énergie d'origine nucléaire produite en Angleterre25(*) et d'une taxe sur la consommation26(*) visant à compenser les surcoûts de la production du nucléaire par rapport au prix du pool, d'autre part.

Cette taxe s'est élevée, de 1990 à 1996, à 10 % du prix de vente de l'électricité, pour passer à 2,2 % en novembre 1996, et doit disparaître en 1998, pour suivre les prescriptions de la Commission européenne qui l'avait qualifiée d'aide d'Etat. Les sommes levées par cette taxe ont été considérables : au début 1996, elles atteignaient en effet près de 60 milliards de francs en cumulé sur cinq ans.

La rentabilité du nucléaire britannique dans un environnement concurrentiel pose encore problème aujourd'hui, comme le montre l'annonce, le 23 décembre 1997, d'une aide gouvernementale de 36,4 milliards de francs pour combler les dettes de l'exploitant des réacteurs britanniques de première génération, Magnox Electric, dans le cadre de la fusion de ce dernier avec la compagnie chargée du cycle du combustible nucléaire, British Nuclear Fuels (BNFL).

Aussi, les prévisions font-elles état d'une diminution de la part de l'électricité produite par l'énergie nucléaire : elle tomberait à 19,1 % en 2005 et à 13,7 % en 2010.

2. Le Canada remplacera ses centrales nucléaires par des centrales au gaz et au charbon

En 1995, 17 % de l'électricité produite au Canada étaient d'origine nucléaire, l'essentiel de la production (62 %) étant d'origine hydraulique. Le reste, soit 20 % de l'électricité était produit par des centrales thermiques classiques.

Toutefois, si la production des centrales nucléaires devrait rester constante jusqu'en 2010, elle devrait ensuite diminuer graduellement au fur et à mesure que de vieilles centrales nucléaires construites dans les années 1970 en Ontario et qui totalisent une capacité de 4,4 GW, seront mises hors service. En 2020, la production d'électricité d'origine nucléaire ne représentera que 10 % de l'ensemble de la production.

Le nucléaire est le seul combustible qui devrait enregistrer une baisse, à la fois en importance et dans la production d'énergie, du fait du remplacement de centrales nucléaires vétustes en Ontario par de nouvelles centrales au gaz et au charbon. L'hydroélectricité devrait rester la source principale d'électricité, même si sa part relative dans la production totale devrait diminuer légèrement pour passer à 57 % en 2020. Le gaz naturel devrait quant à lui progresser de 3 % à 10 % de la production d'électricité, soit la même proportion que le nucléaire. Enfin, la production d'électricité par des installations fonctionnant au charbon devrait connaître un nouvel essor au cours de la décennie 2010, en raison de la mise en service de nouvelles centrales dans les Provinces Maritimes, en Ontario et dans les Prairies.

Le Canada compte sur la progression de l'efficacité énergétique et les initiatives de maîtrise de la consommation pour diminuer la croissance des émissions de gaz à effet de serre. Ces mesures devraient se traduire par la réduction de ces émissions de 38 millions de tonnes en 2000 et 108 millions de tonnes en 2020. Toutefois, les experts du ministère des ressources naturelles estiment qu'il est très peu probable que le Canada atteigne l'objectif de stabilisation des émissions fixés pour l'an 2000 sans l'adoption de nouvelles réglementations contraignantes.

3. Les États-Unis souhaitent maintenir l'option nucléaire ouverte

107 tranches nucléaires sont en fonctionnement aux Etats-Unis. Elles assurent 21,9 % de la production électrique totale (le reste étant d'origine thermique classique à 67,2 %, hydraulique à 9,8 % et autre à 0,3 %).

Bien que le secteur nucléaire américain ait connu des améliorations de performance spectaculaires27(*), aucun électricien américain n'envisage de réinvestir dans une capacité de production électronucléaire, les centrales aux gaz ou au charbon étant considérées comme plus économiques. Les constructeurs américains ont, en conséquence, fait de la conquête des marchés asiatiques leur priorité.

Néanmoins, il faut noter que le parc nucléaire américain se caractérise par son morcellement, l'absence totale de standardisation et le caractère non rentable de certains investissements d'origine. Il est par conséquent difficile d'en faire un exemple au niveau international.

LA SITUATION DU NUCLÉAIRE AUX ÉTATS-UNIS

Elle apparaît très critique à court terme, certains exploitants choisissant dès aujourd'hui de ne pas chercher à renouveler leurs licences d'exploitation face à l'intérêt économique du charbon et du gaz naturel et à la mauvaise compétitivité actuelle du nucléaire.

Les licences d'exploitation des centrales nucléaires sont délivrées par la Nuclear Regulatory Commission (NRC) pour une durée de 40 ans, conformément à l'Atomic Energy Act de 1954 (cette durée de 40 ans représente la durée classique d'amortissement des investissements en centrales électriques). Elles sont renouvelables pour une période de 20 ans maximum.

La question du prolongement de la durée de vie des 107 réacteurs actuellement en service apparaît de plus en plus pressante dans le contexte d'un parc nucléaire vieillissant : entre 1995 et 2015, une cinquantaine de tranches devraient en effet atteindre l'expiration de leur licence, soit 38 % de la capacité du parc électronucléaire américain actuel. Ce scénario ne prend pas en compte les fermetures prématurées de centrales devenues non compétitives sur un marché électrique ouvert à la concurrence.

Depuis la fin de 1996 (il y avait 110 réacteurs en service cette année), ce sont déjà trois centrales qui ont fermé ou vont fermer définitivement avant d'être démantelées pour des raisons financières (le coût de l'électricité produite par les anciennes centrales nucléaires, après le remplacement de générateurs de vapeur entraînant un investissement lourd de l'ordre de 100 à 150 millions de dollars par unité, n'est plus compétitif). Il est à prévoir que cette tendance va s'amplifier.

Certains exploitants nucléaires trouveront plus économique d'assumer les coûts de démantèlement de leurs centrales (opération évaluée entre 300 et 400 millions de dollars par centrale) ou de s'en séparer en les revendant, d'autant plus que la base de la réforme du système électrique américain prévoit la séparation des activités de production et de distribution des compagnies d'électricité. Aucun projet de nouvelle centrale nucléaire n'est envisagé d'ici l'an 2015, les centrales au gaz naturel et au charbon s'avérant plus économiques. La dernière centrale nucléaire neuve a été mise en service en 1996.

Dans ses dernières projections à moyen terme 1995-2015, le Département américain de l'Energie (DOE) brosse un tableau sombre de l'évolution du nucléaire et émet l'hypothèse qu'aucun renouvellement de licence n'interviendrait au sein du parc actuel. Avec le retrait progressif des vieilles unités, la part de l'énergie nucléaire produite par les 57 réacteurs restants en 2015 devrait décliner pour ne représenter alors que 10 % de la production d'électricité américaine contre près de 22 % à l'heure actuelle. A cette problématique de l'âge des centrales vient s'ajouter celle, encore plus critique et loin d'être résolue, du mode de stockage des combustibles usés, qui fait planer une menace réelle sur l'évolution du marché nucléaire.

Dans un raisonnement encore plus pessimiste, basant ses prévisions sur un modèle à plus long terme, le DOE envisage carrément l'avènement de l'ère zéro du nucléaire puisque ses hypothèses font état d'une capacité entre 0 et 30 Gwe à l'horizon 2040.

Source : PEE Houston

Néanmoins, une certaine évolution des esprits en faveur d'une politique énergétique plus soucieuse de l'environnement se développe depuis le sommet de Kyoto. En effet, en dépit des divergences d'approche exprimées par les Américains lors de la préparation de ce sommet, le Secrétaire d'Etat à l'Energie déclare depuis peu que l'énergie nucléaire tiendra une place importante dans la politique américaine de lutte contre les émissions de gaz à effet de serre.

Il ressort aussi du Plan stratégique présenté par le Secrétaire à l'Energie, Frederico Pena, le 15 août 1997, que les autorités américaines cherchent à garder l'option nucléaire ouverte. En conséquence, l'administration Clinton s'apprête à reprendre un effort public de recherche nucléaire.

Il sera cependant difficile au Gouvernement américain de définir une nouvelle politique nucléaire sans perspective sérieuse de règlement du problème du stockage des combustibles usés, question qui oppose aujourd'hui le Congrès et la Maison blanche.

4. La Suède repousse la fermeture d'une première centrale

Au lendemain de l'accident de la centrale nucléaire de Three Miles Island, la Suède décidait, à la suite d'un référendum organisé en 1980, d'arrêter toutes ses centrales nucléaires. Un vote parlementaire intervenu en 1991 fixa cette échéance à 2010, avant qu'un rapport de la Commission publique sur l'énergie conclue, le 18 décembre 1995, que ce délai ne pourrait pas être respecté.

Après plusieurs mois d'intenses débats entre toutes les formations politiques portant sur les conclusions de ce rapport, le Parlement a adopté, en juin 1997, une loi sur le démantèlement du nucléaire. Les motivations politiques à l'origine de ce projet de loi apparaissent plus clairement si l'on rappelle que le parti du centre avait posé comme condition de son soutien au parti social-démocrate, le début du démantèlement des centrales nucléaires.

Les trois points essentiels de cette loi sont les suivants :

- fermeture définitive d'un des réacteurs de la centrale de Barsebäck28(*) avant le 1er juillet 1998 ;

- arrêt du second réacteur du même site avant le 1er juillet 2001, à condition toutefois que la perte d'énergie en résultant soit compensée par une augmentation de la capacité globale de production d'électricité et par des économies d'énergie à réaliser ; il semble toutefois que la date du 1er juillet 2001 soit purement indicative ;

- abandon de toute échéance fixe de démantèlement total du parc nucléaire ; une analyse approfondie des premiers effets du processus engagé sur l'environnement, les prix de l'électricité, les investissements et l'emploi devra être menée avant la fin de la prochaine législature en 2002.

Par ailleurs, des mesures à court terme doivent être prises, en particulier dans le sud du pays, pour réduire l'utilisation de l'électricité et apporter au réseau de nouvelles capacités de production (réduction de l'utilisation de l'électricité dans le chauffage domestique, accroissement de la part des énergies renouvelables dans la production, importations ponctuelles d'électricité en provenance des pays voisins et accroissement marginal, et en principe temporaire, des combustibles fossiles dans la production électrique).

En dépit de sa conformité avec les objectifs qui ont résulté du référendum de 1980, cette loi suscite un certain nombre de critiques. En premier lieu, arguant du fait que la fermeture des centrales devait s'effectuer, selon les termes du référendum, " d'une manière raisonnable ", et observant que l'exploitation des énergies renouvelables n'a pas vraiment commencé, certains contestent la solution en principe transitoire consistant à exploiter davantage le parc thermique classique et à importer de l'électricité ou du gaz naturel du Danemark, d'Allemagne et de Norvège. Ils craignent notamment que cette solution remette en cause l'engagement de la Suède de ramener d'ici l'an 2000 les quantités de gaz carbonique rejetées dans l'atmosphère au niveau de 1990.

D'autres invoquent les coûts économiques et sociaux induits par l'abandon de la centrale de Barsebäck29(*). Ils redoutent en particulier une augmentation du prix de l'électricité pour le consommateur, dans la mesure où le nucléaire fournit 50 % de l'électricité suédoise. En outre, si le prix de l'électricité était également relevé pour les usages industriels, certaines industries fortement consommatrices perdraient un avantage concurrentiel important (bois-papier, sidérurgie, industrie minière, chimie).

Par ailleurs, le choix par le Gouvernement suédois de la centrale de Barsebäck, exploitée par un opérateur privé, Skydraft, qui plus est sous contrôle étranger30(*), comme premier site nucléaire à démanteler est à l'origine d'une controverse qui semble évoluer en faveur de Skydraft.

En effet, Skydraft, qui s'est vu retirer sa licence d'exploitation du réacteur n° 1 le 5 février dernier, assimile la décision du Gouvernement à une expropriation de fait et a formé un recours sur ce motif devant la Cour administrative suprême de Suède. Celle-ci vient de lui donner raison en demandant au Gouvernement suédois de surseoir à la fermeture de la première tranche de la centrale de Barsebäck.

L'opérateur privé a également porté plainte auprès de la Commission européenne au motif que la fermeture de Barsebäck " renforcera la position déjà prédominante de la compagnie publique d'électricité Vattenfall sur le marché suédois " et " contribuera à la distorsion du marché européen de l'électricité ".

En tout état de cause, Skydraft, qui réclame une compensation sous forme de capacités de production hydroélectrique et la prise en compte immédiate de la deuxième tranche du même site dans le cadre des négociations, se trouve en position de force pour négocier.

Enfin, si l'on en croit les derniers sondages, l'opinion publique suédoise est désormais majoritairement opposée au démantèlement (entre 55 % et 66 % selon les instituts).

Quant aux voisins nordiques, leurs sentiments sont contrastés. Si le ministre danois de l'environnement a exprimé sa satisfaction que la centrale - très proche de Copenhague - soit désactivée, les autorités norvégiennes craignent des tensions à la hausse sur le marché nordique de l'électricité.

En définitive, en voulant ainsi montrer que la sortie du nucléaire est amorcée, le Gouvernement suédois aurait clairement obéi à des motivations politiques, à la veille des échéances électorales de septembre prochain. Dans tous les cas, rien n'indique que cette première fermeture, si elle a lieu, sera suivie d'autres. En assortissant toute poursuite du démantèlement du nucléaire au delà de ce premier réacteur, de conditions qui en rendent l'éventualité douteuse, le Gouvernement espère sans doute désamorcer durablement un dossier qui est devenu au fil des années un " serpent de mer " de la politique suédoise.

5. Le nucléaire constitue un enjeu électoral en Allemagne

En Allemagne, l'avenir de la filière nucléaire fait depuis plusieurs années l'objet de négociations pour un " consensus énergétique " entre le SPD, dirigé par M. Gerhard Schröder, et les partis de la coalition au pouvoir. En 1996, le SPD, le FDP et la CDU/CSU étaient très proches d'un accord sur la question de la gestion des déchets, mais c'est finalement l'opposition au maintien de l'option nucléaire manifestée par le SPD qui a fait échouer les négociations.

Le SPD maintient en effet le principe d'un abandon du nucléaire, bien qu'il n'en ait pas fixé le terme. M. Oskar Lafontaine s'est ainsi engagé lors de la campagne pour les élections législatives du 27 septembre prochain à " revoir de fond en comble le budget de la recherche " pour affecter les fonds dégagés du nucléaire à la recherche d'énergies " porteuses d'avenir ". Par ailleurs, bien que M.  Schröder tienne pour improbable une sortie du nucléaire avant 25 à 30 ans, rien ne permet de préjuger du renouvellement des centrales actuelles.

Le Gouvernement fédéral souhaite pour sa part maintenir l'option nucléaire ouverte, c'est-à-dire préserver les conditions réglementaires, scientifiques et techniques de l'exploitation et de la construction de centrales. Pour les autorités entendues par votre rapporteur, seul le maintien de l'option nucléaire peut justifier l'intervention des pays d'Europe de l'ouest dans les pays de l'ex-bloc communiste en vue de garantir la sécurité des installations.

S'agissant du réacteur EPR développé en collaboration avec la France, le Gouvernement fédéral s'efforce de trouver une forme de procédure d'autorisation de ce type de réacteur qui n'exige pas la construction d'un prototype EPR en Allemagne. Pour le SPD, accepter une procédure spéciale sur l'EPR reviendrait de facto à admettre le renouvellement des centrales existantes. Le SPD ne semble pas prêt à franchir ce pas.

Quoi qu'il en soit, les grands électriciens exploitant des centrales nucléaires (RWE, Preussen Elektra, Badenwerk, Bayernwerk) estiment ne pas disposer de la sécurité juridique et politique suffisante pour investir à nouveau dans des unités nucléaires, dans un secteur où les investissements doivent être planifiés et amortis à long terme. Les électriciens considèrent que la loi n'offre pas de garanties aux exploitants de centrales et qu'elle est de surcroît appliquée et interprétée dans l'idée d'entraver l'exploitation des centrales.

Le cas de la centrale nucléaire de RWE à Mühleim-Karlich (Hesse) en est une illustration : cette centrale, dont la construction a commencé il y a 25 ans, n'a jamais fonctionné. L'autorisation accordée à RWE au moment du lancement du projet a été retirée à la suite des recours introduits par les riverains et les organisations écologistes.

6. Une exception : le Japon

Au Japon, la production totale d'électricité atteignait en 1997 990 milliards de kWh, soit deux fois la production française. Cette électricité était à 56,8 % d'origine thermique, à 33,4 % d'origine nucléaire et à 9,8 % d'origine hydraulique. 50 réacteurs étant opérationnels à l'heure actuelle dans le pays.

Alors que la demande d'électricité va continuer à croître au Japon de 40 % d'ici 2010, selon le Ministère du Commerce International et de l'Industrie (MITI), la part du nucléaire dans la production d'électricité devrait augmenter de manière significative et passer, de 43 à 70,5 GW d'ici à 2010, soit une augmentation de 60 %. Seize à dix-sept centrales devraient être mises en service durant cette période, ce qui devrait porter la part du nucléaire dans la production d'électricité à près de 37 %.

L'opinion publique japonaise demeure en effet très favorable au nucléaire, malgré les incidents du réacteur à neutrons rapides de Monju, en décembre 1995, et les réactions hostiles à l'implantation d'une centrale sont restées limitées31(*).

La peur de la pénurie de matières premières, notamment énergétiques, a toujours été au coeur de l'histoire japonaise contemporaine et les chocs pétroliers ont encore plus durement frappé ce pays. Le choix du nucléaire résulte donc, comme en France, de la volonté délibérée s'inscrivant dans le long terme, d'assurer la sécurité de leur approvisionnement.

Le Japon continue dans la filière des réacteurs à neutrons rapides et va redémarrer le surgénérateur Monju.

C. LE PROBLÈME NON RESOLU DE LA GESTION DES DÉCHETS

1. La Suède a opté pour le stockage souterrain de ses déchets

La Suède dispose d'un dispositif presque complet de traitement des déchets radioactifs dont la gestion revient à la société SKB, constituée par les quatre compagnies productrices d'électricité d'origine nucléaire. En effet, aux termes de la loi suédoise, les propriétaires des centrales sont responsables de la manutention et de l'évacuation sûre de tous leurs déchets radioactifs (principe de responsabilité du producteur).

Les déchets de faible et moyenne activité provenant des centrales ainsi que des hôpitaux, de l'industrie et de la recherche sont envoyés au SFR, installation de stockage définitif située sous la Baltique à 1 km de la côte dans le soubassement rocheux. Le dépôt se compose de cavités creusées dans la roche à une profondeur de 50 à 100 mètres, en différentes configurations selon le type de déchets à recevoir.

S'agissant du combustible irradié, il a été décidé de ne pas le retraiter compte tenu de la limitation du programme nucléaire aux 12 réacteurs existants. Le combustible irradié est en conséquence stocké depuis 1985 (pour quarante ans environ) dans une installation de stockage provisoire située sur le site d'Oskarshamn.

La dernière étape du programme mené actuellement par SKB et divers instituts de recherche suédois vise à réaliser un site de stockage final en grande profondeur d'ici 2005-2010. L'approche visant à confiner les déchets à haute activité en formation géologique profonde dans le socle cristallin a en effet été choisie dès le début du programme nucléaire. Un programme pour la localisation du futur site de stockage, la phase la plus sensible de la fin du cycle du combustible, a été lancé selon une procédure alliant souplesse et transparence. Des études préliminaires sont actuellement menées sur cinq sites et doivent conduire dans un délai de deux ans à la sélection de deux sites sur lesquels une analyse approfondie sera effectuée. Dans la phase ultime qui devrait avoir lieu dans 8 à 10 ans, le choix du site définitif sera opéré, après autorisation des autorités chargées de la sécurité publique, de la commune et du Gouvernement.

Enfin, pour se donner les moyens de conduire des tests à grande échelle et en milieu réel, SKB a décidé de construire un laboratoire de recherche souterrain à 450 mètres de profondeur dans la roche granitique, sous la petite île d'Äspö, tout près du site de stockage d'Oskarshamn. Ce laboratoire, achevé en 1995, n'a pas vocation à être transformé en site de stockage définitif. Les programmes y sont menés en collaboration avec des organismes de la communauté nucléaire internationale (ANDRA...).

Il convient de noter que si les Suédois émettent des doutes sur la sûreté du stockage en couches profondes (44 % des personnes interrogées pensent que le stockage en couche géologique profonde est le meilleur mode de stockage mais 40 % pensent qu'il serait sage de reculer la décision), ils font preuve d'un certain " sens civique " puisque 55 % des personnes interrogées accepteraient que leur commune soit retenue comme site de stockage final.

2. L'Allemagne est en faveur du stockage irréversible

En Allemagne, l'aval du cycle nucléaire est réglementé par la "loi atomique". Jusqu'en 1994, cette dernière obligeait les exploitants de réacteurs à retraiter en priorité leur combustible usé dans la mesure où ce retraitement demeurait rentable et pouvait se faire sans dommages pour l'environnement. Depuis un amendement de cette loi en 1994, le libre choix leur est laissé entre le retraitement et le stockage direct.

Dans la pratique, la plupart des électriciens ont encore recours au retraitement dans le cadre de contrats qui les lient avec BNFL et Cogema jusqu'en 2005, avec, selon les cas, des options pour 10 années supplémentaires. L'Allemagne ne dispose en effet pas d'installation industrielle de retraitement (le projet d'usine de retraitement de Wackersdorf ayant été stoppé en 1989).

Les 19 centrales nucléaires à eau légère en activité en Allemagne produisent annuellement environ 480 tonnes de combustible usé sous forme de métaux lourds.

Selon la loi, le stockage définitif des déchets nucléaires à vie longue est du ressort des autorités fédérales alors que le stockage des déchets à faible et moyenne activité incombe aux Länders. C'est aux exploitants d'assurer l'entreposage intermédiaire.

Il existe deux centres de stockage intermédiaire, l'un à Ahaus et l'autre à Gorleben (Basse Saxe), destinés à recevoir des combustibles irradiés en vue de leur stockage direct ou en attente de leur retraitement. Chacun dispose d'une capacité de 1 500 tonnes. En pratique, seul Ahaus a pu jusqu'à présent fonctionner correctement, le fonctionnement de Gorleben ayant été entravé par les actions en justice des anti-nucléaires. Mais, ce dernier site a été retenu pour y construire une installation pilote (PKA) de conditionnement pour le stockage direct d'éléments combustibles irradiés.

Par ailleurs, la capacité de stockage sur site autorisée de l'ensemble des centrales s'élevait début 1996 à 6 683 tonnes.

Les déchets de haute activité issus du retraitement des combustibles sont vitrifiés sur place (i.e. à Sellafield ou à la Hague) et réexpédiés dans des conteneurs de transport à Gorleben pour stockage intermédiaire.

Le stockage définitif de déchets radioactifs n'est pour l'instant effectif qu'au centre de Morsleben (ERAM) remis en service en 1994, qui doit accueillir jusqu'en 2000 des déchets de faible et moyenne activité.

S'agissant du stockage définitif des déchets de haute activité, le site profond de la mine de sel de Gorleben fait l'objet d'études géologiques depuis 1989.

3. Le Japon procède au retraitement-recyclage des déchets

Le Japon ne dispose que de faibles capacités de retraitement, avec l'usine de PNC de Tokaï (actuellement à l'arrêt à cause de l'incident de mars 1997), d'une capacité de 90 tonnes par an, alors que les réacteurs japonais déchargent en moyenne 1 000 tonnes de combustible usé par an.

C'est pourquoi les électriciens japonais ont signé il y a vingt ans avec COGEMA (usine P3 de La Hague) et BNFL (Sellafield) des contrats pour le retraitement d'environ 6 000 tonnes.

Une usine de retraitement, de technologie française, est en cours de construction à Rokkasho-mura. Elle ne sera opérationnelle qu'en 2003 et, d'une capacité maximale de 800 tonnes ne suffira pas à assurer l'intégralité du retraitement de combustibles usés. Dans l'intervalle, les contrats en cours devraient être prolongés.

Très attentif aux questions de non prolifération, le Gouvernement japonais suit une politique de contrôle étroit et de limitation au maximum des stocks de plutonium. Le principe posé par le plan à long terme adopté en 1994, reconfirmé en janvier 1997, est la consommation intégrale à terme des quantités de plutonium issues du retraitement dans les réacteurs à eau légère sous forme de Mox, et ultérieurement dans les réacteurs à neutrons rapides commerciaux. Le Japon ne dispose pas encore de sa propre usine de fabrication de Mox et s'approvisionnera, dans un premier temps, uniquement auprès de fournisseurs européens. Le Gouvernement japonais est très favorable à la coopération avec la France dans ce domaine.

Au total, la période 2010-2015 sera une période charnière pour l'avenir du nucléaire mondial, dans la mesure où les positions qui seront prises face aux besoins de renouvellement du parc occidental détermineront la position du nucléaire pour plusieurs décennies. La plupart des observateurs s'attendent à ce que le renouvellement ait lieu, tant pour des raisons de sécurité d'approvisionnement, de stabilité des prix que de participation à la lutte contre l'effet de serre. Il en résulterait une nouvelle croissance de la part du nucléaire dans la production totale d'électricité.

Encore faudrait-il, comme le souligne le rapport du Commissariat du Plan, que " les problèmes de sûreté, d'acceptabilité et de compétitivité puissent être résolus ".

IV. UN NOUVEL ÉLAN EN FAVEUR DE L'UTILISATION RATIONNELLE DE L'ÉNERGIE ET DES ÉNERGIES RENOUVELABLES

Hier considérées comme la panacée pour s'affranchir des énergies importées et coûteuses, les énergies renouvelables (éoliennes, solaire, géothermique, biomasse) font l'objet d'un nouvel engouement aujourd'hui en raison de leurs qualités non polluantes.Leur crédibilité s'accroît au rythme des progrès technologiques réalisés dans ce domaine.

S'il semble hors de question que le vent, le soleil, l'hydroélectricité ou la biomasse remplacent un jour le pétrole, le gaz ou le charbon, ces énergies présentent néanmoins l'avantage, d'une part de pouvoir équiper des zones isolées, et, d'autre part, de limiter les émissions de gaz à effet de serre.

Là encore, une très grande hétérogénéité caractérise les différents pays, selon la plus ou moins grande sensibilité de la population aux problèmes environnementaux, ou selon le bilan énergétique du pays.

Quant aux efforts de maîtrise de l'énergie, ils ont fluctué en fonction des prix du pétrole : importants à la suite du choc pétrolier, ils ont reflué avec le contre-choc de 1986. Ainsi, après avoir décru sous l'influence des progrès technologiques et des efforts de rationalisation des usages énergétiques, l'intensité énergétique (énergie consommée par point de PIB) progresse de nouveau dans la plupart des pays industrialisés depuis la fin des années 1980.

Aujourd'hui, la maîtrise de la consommation énergétique, notamment dans le domaine des transports, est partout envisagée comme un moyen d'honorer les engagements pris à Kyoto. La plupart des Etats déclarent en conséquence vouloir y consacrer un effort plus soutenu, à commencer par les Etats-Unis.

Enfin, la cogénération, qui permet d'augmenter considérablement le rendement énergétique de l'énergie primaire consommée, possède des atouts indéniables au regard de la nouvelle préoccupation environnementale. C'est l'argument principal de la Commission européenne dans sa proposition de " stratégie communautaire pour promouvoir la production combinée de chaleur et d'électricité et supprimer les obstacles à son développement ".

A. LA MAÎTRISE DE LA CONSOMMATION EST FORTEMENT INFLUENCÉE PAR LA VARIATION DU PRIX DES ÉNERGIES

L'évolution de la politique énergétique américaine en matière d'économies d'énergies ou de maîtrise de la consommation est emblématique des revirements qui ont touché tous les pays dans ces domaines. Les Etats-Unis sont en effet passés par une phase de promotion des énergies de substitution dans les années 1970 à une phase de " laisser-faire " dont les récentes déclarations du Président américain laissent envisager la fin.

La crise énergétique de la décennie 1970 avait incité le Congrès à faciliter la production d'électricité par des petits producteurs dénommés " Qualifying Facilities " (QF) et utilisant la cogénération et les énergies renouvelables. Cela a constitué la première brèche dans le monopole de production que possédaient jusqu'alors les compagnies d'électricité américaines. La loi dénommée " Public Utility Regulatory Policies Act " (PURPA) a contraint alors les compagnies d'électricité traditionnelles à acheter le courant produit par cette nouvelle catégorie d'opérateurs. Toutefois, le rôle des Qualifying facilities est resté limité à des projets de petite puissance ou à la production combinée d'électricité et de chaleur, compte tenu des conditions de production qu'elles doivent respecter32(*).

L'attitude actuelle des Etats-Unis reflète à l'inverse la confiance des autorités publiques américaines dans la richesse des dotations énergétiques nationales33(*) et dans la puissance diplomatique américaine. En effet, les économies d'énergie et la promotion des énergies renouvelables ont cessé d'être une préoccupation américaine au profit de la recherche de l'approvisionnement au moindre coût. Les considérations de rendement ou d'indépendance énergétique sont reléguées au second plan, les Américains estimant, quant au second point, qu'ils disposent des moyens politiques et militaires de se garantir l'accès aux ressources.

Dans une période de faibles prix du pétrole et du gaz, cette politique se traduit par l'accroissement de la consommation des énergies fossiles (+ 14 % depuis 1990). Pour la première fois depuis les chocs pétroliers, les véhicules neufs mis sur le marché consomment plus de carburant que les anciens et le contenu en énergie du point de croissance marginal a tendance à augmenter.

Le gaz devient la solution de référence pour le développement énergétique. Une moitié des nouvelles centrales devrait être alimentée en gaz naturel dans les vingt ans qui viennent, le charbon conservant, pendant la même période, sa part relative (environ 55 % de la production d'électricité).

Sur le plan géographique, la dépendance des Etats-Unis à l'égard des importations de pétrole continue de s'accroître, dans l'indifférence à peu près générale. Selon les estimations du département de l'énergie, les importations devraient couvrir plus de 60 % des besoins vers 2010.

La priorité américaine dans le domaine extérieur est dès lors d'assurer un approvisionnement mondial en énergie, particulièrement en pétrole, en quantité suffisante pour tirer les prix vers le bas. Elle vise aussi à diversifier les sources d'approvisionnement de manière à réduire la dépendance globale à l'égard des pays de l'OPEP. Ainsi, l'accès aux ressources pétrolières du bassin de la mer Caspienne apparaît comme la clé de la politique énergétique internationale des Etats-Unis. La question que doivent résoudre les responsables américains est celle de l'acheminement du pétrole et du gaz vers les marchés mondiaux.

Parallèlement, l'accroissement rapide des besoins énergétiques chinois constitue l'un des principaux défis à venir. Il s'agit pour les Américains, d'une part, d'inciter les Chinois à résoudre leurs problèmes énergétiques à venir par la coopération internationale plutôt que par des revendications territoriales (mer de Chine du Sud), et, d'autre part, de prendre part à des projets de développement énergétiques situés à la périphérie chinoise, en collaboration avec les Japonais, notamment.

Aux yeux des responsables américains, la situation devrait demeurer confortable au moins pour les vingt ans à venir, les réserves connues de pétrole et de gaz permettant de satisfaire au moindre coût une demande mondiale qui devrait passer, pour le pétrole, de 70 à environ 90 millions de barils/jour. Si des pénuries locales apparaissaient (Turquie), les Américains considèrent qu'ils disposent des moyens militaires et diplomatiques suffisants pour assurer l'approvisionnement des marchés en hydrocarbures à moindre coût.

Néanmoins, la récente conférence de Kyoto semble avoir ébranlé les certitudes américaines. Le président américain, Bill Clinton, qui a qualifié de " plus grand défi actuel " les changements climatiques et le réchauffement de la planète, a en effet rendu public, le 4 mai 1998, un programme d'économies d'énergies dans les résidences individuelles dont l'objectif premier est de réduire les émissions de gaz carbonique. Baptisé " Partenariat pour le progrès des technologies dans le logement ", ce programme est fondé sur une coopération volontaire entre le Gouvernement fédéral, les professionnels de l'industrie du logement et les autorités locales.

Mettant en oeuvre l'utilisation de nouvelles générations d'appareils électroménagers, d'ampoules électriques à énergie solaire et une meilleure isolation thermique, le programme doit permettre de réduire de quelque 24 millions de tonnes par an en 2010, les émissions de CO2, selon la Maison Blanche.

S'agissant des économies d'énergie, les objectifs annoncés sont aussi ambitieux. Le programme doit entraîner des réductions de consommations d'énergie de 50 % dans les résidences nouvellement construites et de 30 % dans 15 millions de logements bâtis. Pour les consommateurs, cela signifierait 11 milliards de dollars d'économies sur les dépenses énergétiques d'ici 2010.

Il convient de préciser que l'énergie consommée à domicile représente quelque 20 % des émissions de gaz responsables aux Etats-Unis de l'effet de serre. Une maison individuelle produit en moyenne deux fois plus de CO2 qu'une voiture. Les 24 millions de tonnes que le programme doit permettre d'économiser sont l'équivalent de ce que produiraient 20 millions de véhicules automobiles.

En Finlande, le ministère du commerce et de l'industrie et la Confédération des employeurs finlandais ont signé un accord en novembre 1997 destiné à encourager les économies d'énergie dans l'industrie. Les entreprises adhérant à l'accord cadre s'engagent à faire une analyse de leur rendement énergétique et à établir un projet d'amélioration dont l'avancement fera l'objet d'un rapport annuel.

B. LA RELANCE DU DÉVELOPPEMENT DES ÉNERGIES RENOUVELABLES

Avant 1990, les politiques menées pour réduire la dépendance énergétique, qui étaient centrées principalement sur le nucléaire, ont eu aussi quelques effets sur le développement de la production hydraulique, centralisée et décentralisée, notamment en France et au Danemark.

Les politiques nationales de développement des énergies renouvelables ont été réactivées à la fin des années 1980, comme appui des politiques de réduction des émissions de CO2 face au risque de changement climatique. Aussi, compte tenu de leur caractère récent, l'effet de ces politiques sur les bilans énergétiques reste encore très limité.

Ainsi, selon les statistiques de l'Agence Internationale de l'Energie, les énergies renouvelables ne représentaient en 1995, en proportion de la production d'électricité des pays membres que :

- 14,6 % pour l'hydroélectricité

- 0,4 % pour la biomasse

- 0,1 % pour l'énergie solaire

Néanmoins, l'année 1997 a été marquée par une augmentation de 43 % de la production mondiale de modules photovoltaïques, qui a atteint 126,7 MW. Cette croissance est due au programme des 70 000 toits au Japon et aux programmes analogues lancés en Allemagne et en Suisse, tandis qu'aux Pays-Bas, une loi impose d'étudier pour toute construction neuve une variante d'électrification par le solaire.

Selon l'International Institute for Applied System Analysis (IIASA), la part globale des énergies renouvelables dans le bilan énergétique mondial devrait osciller entre 16 et 21 % en 2020, contre 17 % au début de la décennie. La biomasse devrait continuer à satisfaire 12 % des besoins dans le monde et l'hydroélectricité se maintiendrait entre 5 et 6 %.

Le solaire devrait enregistrer une progression importante, passant de 0,8 à 2,7 %.

Les politiques adoptées dans la plupart des pays européens portent sur toutes les techniques de production électrique renouvelable, proches de la rentabilité ou l'ayant atteint (mini-hydraulique, éolien, photovoltaïque, biomasse)34(*). Complétant ou relayant les aides à la recherche-développement, diverses combinaisons de dispositifs d'incitation sont utilisées, assorties d'une obligation d'achat par les entreprises électriques, dans le cadre de politiques de création ou d'ouverture de marchés. La production thermique par énergies renouvelables fait également l'objet d'incitations fiscales, dans un certain nombre de pays (Allemagne, Autriche, Espagne, Suède)35(*).

Pour ce qui concerne le subventionnement par les tarifs d'achat, la définition d'un prix standard élevé supérieur au coût évité des entreprises électriques est le moyen le plus utilisé. Il est supposé permettre une rentabilité correcte des projets : le prix est simplifié et sans lien avec la garantie de fourniture ; il est calculé en référence à la recette unitaire moyenne en Allemagne, au tarif domestique aux Pays-Bas, au coût évité rehaussé d'une prime conséquente en Italie, au tarif domestique rehaussé du reversement des diverses taxes sur l'électricité (taxe sur le CO2, TVA) au Danemark. En Grande-Bretagne, le prix est spécifique à chaque projet et est aligné sur le prix de rentabilisation de chacun. Ce mode de subventionnement des unités de production peut être financé de trois façons :

- par une taxe explicite sur l'électricité (1 % du prix de l'électricité de gros en Grande-Bretagne, 2 % sur les tarifs des distributeurs faisant le choix d'aider les énergies renouvelables aux Pays-Bas) ;

- par un subventionnement interne à l'entreprise acheteuse, comme en Allemagne et en Italie, ce qui nécessite une hausse explicite ou implicite des tarifs ;

- ou, encore, par reversement de taxes sur l'électricité (Danemark).

Le financement de cette bonification tarifaire repose donc, soit sur l'ensemble des consommateurs (Grande-Bretagne, Italie), soit seulement les clients de l'entreprise locale acheteuse (Allemagne, Pays-Bas), ou bien encore sur le budget de l'Etat (Danemark)36(*).

Pour ce qui concerne les subventions à l'investissement final, il est à signaler que l'usage de subventions publiques (de l'ordre de 30 %) n'est dominant qu'aux Pays-Bas, en Suède et en Espagne où il n'y a pas de prix spéciaux37(*). Mais il constitue un appui complémentaire important en Allemagne. Au Danemark, ce type d'aides qui n'existe actuellement que pour la production par biomasse, a été progressivement éliminé en éolien au profit de la seule bonification tarifaire, une fois lancée la dynamique d'innovation (30 % en 1979, 0 % en 1985).

Le peu de recul dont on dispose par rapport aux politiques mises en place après 1990 (Danemark excepté) ne permet pas de porter un jugement tranché sur leur impact. Au niveau des bilans énergétiques nationaux et au niveau industriel, ces impacts sont - du moins à ce jour - très modestes, à l'exception du Danemark.

Mais de nombreux projets sont en cours de développement, et les objectifs de capacité à installer affichés par les gouvernements sur la décennie (1 700 MW en Espagne, 1 500 MW en Grande-Bretagne et en Italie, etc...) devraient être atteints.

En Italie, 300 projets représentant une capacité de 1 570 MW (dont 440 MW éoliens) ont été acceptés pour une réalisation progressive d'ici 2000-2003. Au Royaume-Uni, les quatre appels d'offre successifs ont abouti à l'acceptation de projets représentant une capacité de 2 000 MW (dont 600 MW en éolien).

1. Le Danemark est un pionnier dans l'exploitation du potentiel éolien

L'industrie éolienne danoise détient un incontestable leadership sur le marché mondial (50 % du marché mondial). Cet avantage est dû au développement précoce de l'énergie éolienne au début des années 1980 et à la continuité du soutien (subventions, puis bonification tarifaire).

En décembre 1995, l'industrie éolienne danoise comptait ainsi 9 000 emplois (1 760 chez les fabricants et 7 240 chez les sous-traitants, consultants et sociétés de maintenance), soit plus que le secteur des pêcheries. Le volume exporté en 1995 était de 480 MW pour une valeur de 2,8 GF.

En 1996, la contribution de l'électricité éolienne au Danemark était de 1,55 Twh/an, soit 4 % de l'électricité produite pour 835 MW installés. Quant au coût du kWh éolien au Danemark, il était compris entre 0,264 et 0,352 F/kWh selon les sites en 1995. La taille des turbines a décuplé (de 50 à 500 kw) et le coût des générateurs éoliens a été divisé par deux en dix ans.

2. L'éolien décolle en Espagne

Les énergies renouvelables représentaient une production de 5 000 GWh en 1997, soit 3 % de la production électrique de l'Espagne, l'essentiel étant d'origine mini-hydraulique. Toutefois, l'Espagne a opté pour un développement accéléré de l'exploitation de l'éolien.

La nouvelle loi du secteur électrique accorde d'ailleurs une place non négligeable à ces énergies, bien que les incitations soient revues à la baisse.

S'agissant de l'éolien, la puissance installée est passée de 115 MW répartie sur 36 parcs éoliens en 1996 à près de 400 MW fin 1997. On prévoit une production de 1 700 MW en l'an 2000, soit 2 % de la production électrique totale et un investissement de 8 milliards de francs. Le ministère de l'industrie estime qu'à cette date, la consommation d'électricité d'un million de foyers espagnols proviendra des éoliennes et considère que le potentiel pourrait un jour atteindre 10 % de la production électrique nationale.

Deux facteurs sont à l'origine de ce décollage soudain :

- les progrès technologiques qui ont ramené les coûts d'installation du kw de 16.000 à 6 000 francs en dix ans ;

- l'obligation faite aux compagnies électriques d'acheter l'électricité produite par les éoliennes à un coût supérieur de 20 % au prix du marché sur la période 1996-2000 (12,3 pesetas).

Si l'Andalousie et les Canaries sont les régions autonomes les mieux équipées en parcs éoliens, les meilleures perspectives de croissance se trouvent cependant en Galice, en Aragon et en Navarre. Le plan galicien, très ambitieux, prévoit d'atteindre les 2 000 MW en dix ans, ce qui paraît surévalué.

3. L'Italie place des espoirs dans l'énergie photovoltaïque

En Italie, la contribution des sources d'énergie renouvelables à la consommation globale d'énergie s'élève à 6 % et correspond à 10 Mtep. Il s'agit pour l'essentiel d'énergie hydroélectrique, de géothermie et de biomasse. Les prévisions font état d'une contribution de 12 % en 2010.

Une loi de 1991 a mis en place des mesures incitatives en faveur de la production d'énergie à partir de sources renouvelables. Elle prévoit :

- la suppression des limitations imposées à l'auto-production : la loi de nationalisation de 1962 prévoyait un seuil minimum de 70 % d'autoconsommation ;

- la détermination de conditions favorables de cession d'énergie électrique à l'Enel : contrats à long terme et prix subventionnés ;

- la confirmation de la responsabilité de l'Enel en tant que coordinateur et programmateur de la production. Les projets de production indépendante sont subordonnés à une vérification comptable de la part de la compagnie nationale.

Les projets de production indépendante autorisés dans le cadre de la loi de 1991 représentent une puissance de 8 000 MW, dont 2.500 sont en fonctionnement depuis 1996.

L'Italie dispose ainsi de 1 876 centrales hydrauliques pour une puissance de plus de 16 MW et une production annuelle de 37 780 GWh. Cependant, le recours à l'énergie hydroélectrique est en diminution compte tenu du faible nombre de nouveaux projets de la part des auto-producteurs ces cinq dernières années (+ 300 GWh), notamment en raison de procédures administratives complexes. Les mesures incitatives du comité interministériel (CIP n° 6) ne suffisent pas à assurer la rentabilité d'un projet.

S'agissant de l'énergie éolienne, l'Italie dispose d'une puissance installée de 70 MW, dont une vingtaine proviennent d'installations expérimentales de première génération. 50 MW de puissance additionnelle ont été installés en 1996.

L'Italie bénéficie pourtant d'un environnement favorable pour le développement de l'énergie éolienne, en particulier dans les Appenins et en Sicile. Au cours du premier semestre 1996, l'Enel a présenté des demandes d'autorisation pour l'installation de 1 800 MW, bien que 70 MW seulement aient été autorisés par le ministère de l'industrie.

En 1996, la Campanie et les Pouilles ont investi 110 milliards de lires dans de telles installations ; la Calabre et la Sicile s'apprêtent à suivre leur exemple, notamment grâce à l'aide des fonds structurels européens.

L'engouement pour l'énergie solaire, en particulier l'énergie solaire thermique à basse température, n'a pas été confirmé après l'essor des années 1970. On recense ainsi 10 000 m2 d'installations pour la production d'eau chaude.

En revanche, l'énergie photovoltaïque bénéficie d'une attention plus favorable. En 1994, elle a fait l'objet d'un accord programme d'une durée de trois ans entre l'Enea38(*) et le ministère de l'industrie, qui prévoit un financement de 50 milliards de lires. A Serre, dans la province de Salerno, a été construite la plus grande centrale photovoltaïque du monde, d'une puissance de 3 300 kw.

A l'échelle nationale, le secteur est caractérisé par une multitude d'utilisateurs, isolés pour la plupart du réseau de distribution électrique : installations isolées, installations pour l'électrification de groupements d'habitations en zone rurale, installations connectées au réseau de distribution. Selon les estimations de l'Enea, la puissance installée atteignait 15.350 kw en 1995 pour une production d'énergie de 13.173 MWh.

Enfin, dans le cadre du programme Thermie de la Commission européenne, l'Enel installera des sites photovoltaïques d'une puissance maximale de 3 à 6 kw pour une puissance globale de 48 kw.

4. La Grande-Bretagne a su concilier libéralisme et promotion des énergies renouvelables

Bien que leur part dans la production électrique reste très marginale (1 % de la consommation d'électricité en 1995, contre 6 % pour l'Union européenne), les énergies renouvelables bénéficient d'un potentiel incontestable au Royaume-Uni. Le marché des énergies renouvelables a notamment été stimulé par l'introduction de la clause NFFO (Non Fossil Fuel Obligation) instituée en 1989. Les sommes prélevées grâce à une taxe de 1 % sur la consommation d'énergie fossile sont ensuite redistribuées aux industriels qui produisent de l'énergie à partir de sources non fossiles : elles sont destinées à 97 % au nucléaire et à 3 % aux énergies renouvelables. La NFFO sert à financer des projets sélectionnés par le ministère du commerce et de l'industrie par l'intermédiaire d'appels d'offre.

La politique dite d'ouverture de marché s'appuie en effet en Grande-Bretagne (comme en Irlande ou en Italie) sur la réservation d'un segment quantitativement déterminé du marché électrique à la production indépendante par énergies renouvelables : l'objectif est de porter la capacité installée à 1.500 MW sur le marché anglo-gallois d'ici l'an 2000 (incluant les "assimilés", c'est-à-dire la production par résidu ou gazéification).

Ce type de politiques est beaucoup plus directif que celui consistant à afficher des objectifs quantifiés et à laisser jouer l'incitation constituée par le seul affichage de prix d'achat élevés, comme c'est le cas en Allemagne. Il s'appuie sur des appels d'offre successifs pour un montant précis de capacités à installer. Ceux-ci s'accompagnent d'une sélection sur la base du critère de prix offerts par les candidats. Les projets sélectionnés se voient alors attribuer un contrat d'achat d'électricité de long terme (quinze ans) à prix garanti, qui correspond au prix de rentabilisation du projet proposé initialement par le candidat.

Les règles ne sont pas figées. Elles peuvent évoluer au fur et à mesure de l'apprentissage de cette pratique incitatrice. Ainsi, à partir du deuxième appel d'offres sur la niche britannique de la NFFO, l'appel a été segmenté par techniques pour éviter la concurrence entre techniques de niveau de maturité différente. A partir du troisième appel d'offres, les candidats se sont vus offrir des contrats de quinze ans au lieu de huit ans, et une rémunération au prix qu'ils proposaient au lieu du prix du projet marginal sélectionné lors des appels précédents.

L'exemple britannique montre que l'organisation libéralisée des industries électriques sous l'effet de la dérégulation n'est pas antinomique de la mise en oeuvre de politiques très actives de soutien à la diffusion des énergies renouvelables. Il s'agit seulement d'isoler une petite partie des nouveaux marchés électriques de la règle concurrentielle générale - ce qui n'empêche pas d'appliquer un principe concurrentiel pour la sélection des projets - et d'éviter de fausser la concurrence en faisant porter pour cela la charge financière de l'aide aux énergies renouvelables sur l'ensemble de l'électricité par une taxe au niveau du transport.

Le prix d'achat de la production éolienne est ainsi passé de 0,93 F/kWh à 0,33 F/kWh entre le premier appel d'offres (1991) et le quatrième (1996)39(*). L'énergie éolienne britannique est la moins chère d'Europe après celle des Pays-Bas.

Néanmoins, bien que le Royaume-Uni dispose du plus grand potentiel d'Europe en matière d'énergie éolienne, il y a des limitations à la disponibilité du territoire pour les sites de turbines dues aux contraintes physiques (présence de villes, villages, lacs, bois, routes...) et institutionnelles, comme la protection de certains lieux du territoire. De plus, les turbines doivent être placées à une certaine distance les unes des autres, ce qui réduit la ressource théorique accessible. Quant à la technologie offshore, si elle représente un important potentiel, elle requiert des développements supplémentaires avant de pouvoir être effectivement exploitée.

En résumé, le potentiel onshore accessible est estimé à 340 Twh/an et offshore à 380 Twh/an. L'exploitation de ce potentiel est impossible car cela nécessiterait que de larges régions du pays se couvrent d'éoliennes.

A l'avenir, la taxe sur les énergies fossiles devrait disparaître, conformément aux engagements pris auprès de Bruxelles. Mais la Commission a, semble-t-il, accepté son prélèvement à un taux plus faible, au seul bénéfice des énergies renouvelables.

5. La politique allemande de développement de l'éolien est contestée par les opérateurs électriques

En Allemagne, ce sont les électriciens qui subventionnent le développement des énergies renouvelables : une loi fédérale de 1991 fait en effet obligation aux entreprises d'approvisionnement en énergie de racheter l'électricité produite à partir d'énergies renouvelables et fixe le prix de rachat à un niveau très supérieur au prix du marché (17,2 Pf/kWh pour l'électricité éolienne, soit un prix deux fois supérieur au prix du marché).

La loi a provoqué un essor considérable de l'énergie éolienne : la capacité installée est ainsi passée de 630 MW en 1994 à 2.000 MW aujourd'hui. 10.000 emplois seraient directement dépendants de cette activité.

Le nombre d'installations éoliennes de production d'électricité est passé de 480 en 1990 (pour une production totale de 100 GWh) à 3 655 en 1995 (pour une capacité de 1.150 MW dont 550 MW pour les seules installations mises en service au cours de l'année 1995). Elles se situent essentiellement sur les cotes de la mer du Nord. La production s'est élevée en 1995 à 2.600 GWh, soit 0,56 % de la demande totale d'électricité. Les prévisions des Länder concernant la capacité installée s'élèvent à 4.000 MW à l'horizon 2005.

Les entreprises d'approvisionnement en électricité considèrent que les trois quarts des installations éoliennes ainsi construites ne seraient pas rentables sans cette subvention. Il évaluent le surcoût qui leur est ainsi imposé, et qui les oblige à accroître le prix de l'électricité pour les consommateurs, à 350 millions de deutsche marks en 1994, 560 millions en 1995 et 780 millions en 1996. Sont surtout pénalisées les entreprises d'approvisionnement situées dans le nord-ouest du pays (PreussenElektra et Veba).

L'ensemble des subventions attribuées aux énergies renouvelables atteindrait un milliard de deutsche marks par an.

Le Gouvernement a reconnu dans un rapport d'octobre 1995 que " l'introduction d'électricité sur le réseau dans les sites où les conditions de production sont particulièrement favorables s'avère significativement plus rentable que cela ne serait en réalité nécessaire pour une exploitation commerciale ".

La loi d'ouverture du marché de l'électricité à la concurrence conduira probablement à revoir le mécanisme actuel de subventionnement des primes tarifaires, dès lors que les entreprises locales sur lesquelles il repose devront subir la concurrence d'autres vendeurs sur leur territoire.

Par ailleurs, le programme allemand photovoltaïque a eu un impact sur la réduction du coût des générateurs par le développement induit sur l'électronique de puissance et sur l'intégration du photovoltaïque aux éléments du bâtiment. Le prix du générateur photovoltaïque (module + électronique de puissance) installé est passé de 98 F/W à 70 F/W sur la période 1990-1995 mais il se situe toujours loin de la compétitivité économique. Il faut toutefois souligner la tendance longue à l'abaissement des prix du module photovoltaïque qui représente aujourd'hui 50 % du coût du générateur installé : 18,4 $/W en 1980, 5,28 $/W en 1995, les prévisions tablant sur un prix de 2,54 $/W en 2010.

L'aventure de l'industrie photovoltaïque allemande montre toute la difficulté qu'il y a à courir après plusieurs objectifs simultanés (énergétique, industriel et emploi). En effet, si l'ouverture du marché du photovoltaïque connecté au réseau a connu certains succès, les deux industriels allemands -dont Siemens Solar, numéro un mondial- ont, par contre, arrêté toute fabrication en Allemagne et ont installé toute leur production aux Etats-Unis, essentiellement pour réduire leur coût de production.

Enfin, le développement du marché du solaire thermique en Allemagne a certainement conduit à réduire le coût de production pour les industriels, sans pour autant diminuer le prix de vente. La superposition de mesures incitatives (subventions fédérales, subventions régionales et déductions fiscales) a finalement encouragé le maintien de prix élevés sans émergence d'opérateurs de taille suffisante. Il semblerait, selon une étude, que les prix soient au moins 30 % supérieurs aux prix pratiqués sur le marché français.

Il est cependant indéniable qu'à terme les énergies renouvelables vont être développées, conformément aux recommandations de la Commission européenne qui a adopté, en novembre 1997, un plan visant à faire passer de 6 % à 12 % la part des énergies renouvelables dans le bilan énergétique de l'Union d'ici 2010.

Les secteurs concernés sont essentiellement le solaire photovoltaïque, l'énergie éolienne et la biomasse. La phase de décollage prévoit quatre actions prioritaires qui coûteront au total 20 milliards d'euros (sur un total de 95 milliards d'euros) :

- l'installation de 500.000 toitures et façades photovoltaïques dans des bâtiments publics en Europe et l'exportation dans des pays en développement de 500 000 systèmes solaires pour l'électrification décentralisée de villages ;

- le lancement de grands parcs d'éoliennes d'une capacité de 10 000 mégawatts ;

- la production combinée chaleur-électricité pour 10 000 mégawatts à partir de centrales de plusieurs technologies utilisant la biomasse ;

- le choix de cent collectivités locales de tailles et caractéristiques variables, pour l'utilisation de système intégrés ou dispersés utilisant les énergies renouvelables.

Selon la Commission, l'intérêt d'un tel plan est triple : il est favorable à l'emploi car l'industrie européenne est leader mondial dans ce secteur ; il devrait permettre, si les objectifs finals sont atteints, une réduction des importations de combustibles de 17,4 % ainsi qu'une diminution des émissions de gaz carbonique de 400 millions de tonnes par an.

C. LE DÉVELOPPEMENT TRÈS IMPORTANT DE LA COGÉNÉRATION

1. Le développement de la cogénération semble avoir atteint un palier en Allemagne

La première centrale produisant conjointement de l'énergie thermique et de l'énergie mécanique a été érigée en 1893 à Hambourg. Mais c'est avec les crises pétrolières, qui ont encouragé le développement de centrales de cogénération au charbon que l'utilisation de la cogénération pour l'alimentation du réseau public s'est développée.

La durée d'amortissement des centrales, le rôle très important des communes dans le choix des modes d'approvisionnement en courant et en chaleur des foyers - et même des entreprises peu consommatrices -, et la présence d'entreprises très consommatrices de vapeur expliquent la place importante occupée par la cogénération sur le marché allemand de l'énergie.

Dans les nouveaux Länder, la croissance des capacités de production de 82 % trouve son origine dans une politique volontariste. En effet, pour répondre aux besoins de rénovation des centrales et des réseaux, et notamment réduire les émissions de gaz polluants émanant des centrales au lignite qui dépassaient largement les normes ouest-allemandes, le Gouvernement fédéral a mis en place un programme d'aides au chauffage urbain doté de 1,2 milliard de DM sur la période 1992-1995.

Le développement des installations de cogénération a en outre bénéficié de conditions relativement avantageuses de rachat de l'électricité produite en surplus dans les petites centrales par les grands électriciens exploitants de réseau de transport à moyenne et longue distance. En vertu d'un accord entre professionnels datant de 1979 et renégocié en 1994, il incombe en effet aux exploitants du " réseau public " de racheter l'électricité produite dans des installations de cogénération dès lors que la production de l'opérateur privé excède ses besoins40(*).

Au total, la production d'électricité cogénérée représente 8 % de la production brute totale d'électricité en Allemagne, ce qui place ce pays juste en dessous de la moyenne communautaire. 88 % de l'électricité produite par cogénération est destinée au réseau public41(*) (ce qui représente une capacité de production de 9.500 MW) et 11 % à l'industrie (capacité de production de 8.700 MW).

A part la compagnie d'électricité berlinoise BEWAG qui assure 57 % de la production d'électricité cogénérée du réseau public, les grands électriciens sont avant tout présents sur le segment industriel de la cogénération, tandis que l'exploitation et le contrôle des capacités de production destinée au réseau public sont très décentralisés (installations détenues par les Stadtwerke).

D'une manière générale, les installations du réseau public, en particulier dans les nouveaux Länder, privilégient l'utilisation du lignite qui y est extrait, tandis que les industriels ont plutôt recours à des centrales, à moteur ou à turbine, utilisant le gaz.

Mais tout laisse penser que le développement de la cogénération en Allemagne a atteint un palier. Sa part dans l'approvisionnement en électricité pourrait même reculer dans les années à venir. La production d'électricité en général et la cogénération en particulier souffrent d'importantes surcapacités.

Dans son propre parc de centrales, la BEWAG estime ces surcapacités à 400 MW, soit environ 20 % de ses capacités totales. Le dernier investissement d'importance réalisé par la BEWAG est la centrale à cycle combiné gaz-vapeur de Berlin-Mitte (quartier de Berlin), inaugurée en septembre1997. Mais la BEWAG n'envisage plus d'investissement conséquent à un horizon de cinq ans. Le premier exploitant de réseau de chauffage urbain d'Europe considère que ses capacités sont largement suffisantes pour satisfaire une demande qui ne devrait pas augmenter de manière importante au cours des prochaines années et, qu'en outre, elles sont dans l'ensemble dans un état technique satisfaisant.

Mais le gel des investissements n'est pas seulement la conséquence des surcapacités. Il s'explique aussi par la libéralisation du marché de l'électricité comme du gaz qui laisse planer un doute sur la rentabilité future des installations de cogénération (concurrence des autres types de production électrique et baisse des prix) et par la récente privatisation de la BEWAG dont les nouveaux actionnaires seront certainement plus exigeants en termes de rentabilité que ne l'avait été le Land de Berlin.

Exploitants et producteurs considèrent en effet que l'introduction d'une plus grande concurrence sur le marché pourrait nécessiter une renégociation de l'accord professionnel de 1994. Avec ou sans renégociation, le prix de rachat devrait baisser sous l'effet de la concurrence. Les exploitants de centrales de cogénération devront prendre en compte cette évolution qui se traduira par la baisse des recettes de la revente d'électricité sur le réseau public. C'est une raison supplémentaire d'inquiétude pour les acteurs du marché de la cogénération.

Les communes ont toutefois obtenu de pouvoir protéger leurs installations de cogénération contre la concurrence dans le cadre de la réforme du droit de l'énergie entrée en vigueur le 1er mai dernier : si l'exploitation d'une centrale de cogénération était menacée du fait de la concurrence que lui livre un producteur, la commune pourrait refuser d'ouvrir son réseau à ce producteur pour conserver ses débouchés. En cas de conflit entre les fournisseurs voulant accéder au réseau communal et les communes qui exploitent des centrales de cogénération, les tribunaux allemands devront préciser les droits et obligations respectifs des parties.

L'avis qui prévaut à la BEWAG est que ces dispositions juridiques protectrices ne supporteront pas l'épreuve de la concurrence et que les centrales de cogénération seront soumises en définitive aux mêmes impératifs de compétitivité que les centrales thermiques classiques.

2. Un développement spectaculaire en Espagne

Pour ce qui concerne la cogénération, la puissance totale installée était, fin 1997, de 4.400 MW, soit l'équivalent de 4 centrales nucléaires, réparties entre plus de 1000 centrales et 500 propriétaire. Parmi elles, une trentaine ont une capacité supérieure à 20MW et appartiennent à de grandes entreprises. Cinq années ont suffi pour multiplier par 4 le nombre de kilowatt-heures cogénérés : la production annuelle est ainsi passée de 3.600 GWh en 1990 à 15.670 GWh en 1996. La croissance a été si spectaculaire en 1995 que les objectifs de production d'électricité cogénérée prévus par le Plan Energétique National pour la période 1991-2000 ont déjà été atteints.

Au total, près de 9 % de l'électricité produite en Espagne provient directement de l'industrie et non des entreprises d'électricité. L'industrie auto-produit 16 % de l'électricité qu'elle consomme. L'industrie du raffinage génère à elle seule 39 % de l'électricité auto-produite, suivie par l'industrie du papier avec 14 %, la chimie avec 12 % et le verre avec 8,7 %.

Notons que si les producteurs électriques s'intéressent à ce marché, ils n'y sont pas systématiquement favorables dans la mesure où ils sont obligés d'acquérir les excédents générés par ces nouveaux concurrents à un prix de rachat bien supérieur au prix national.

Aussi, la nouvelle loi du secteur électrique a-t-elle distingué les autoproducteurs dont la puissance installée est comprise entre 25 MW et 50 MW, et ceux dont la puissance est inférieure à 25 MW. Les installations comprises entre 25 et 50 MW ne pourront plus prétendre au régime d'aide et devront consommer au minimum 50 % de leur production. Les installations inférieures à 25 MW devront consommer au minimum 30 % de leur production et pourront bénéficier de primes modulées en fonction de la puissance (selon que celle-ci est inférieure ou supérieure à 10 MW) et du type d'énergie renouvelable (solaire, hydraulique, biomasse).

Le nouveau régime devrait freiner le développement de la cogénération et favoriser les petites structures (inférieures à 25 MW).

CHAPITRE III -

LA POLITIQUE ÉNERGÉTIQUE FRANÇAISE
EN EST UNE ILLUSTRATION

I. ELLE A TOUJOURS OCCUPÉ UNE PLACE STRATÉGIQUE DANS LA POLITIQUE DE LA NATION

A. LES CONTRAINTES ET LEUR ÉVOLUTION

La France ne dispose pas d'abondantes ressources énergétiques ; au contraire, elle a dû assurer en permanence la difficile adéquation de ressources insuffisantes ou inadaptées à des besoins énergétiques qui croissaient en fonction de l'évolution économique.

1. Des ressources rares ou difficilement accessibles

En dépit de sa surface, plus importante que celle des pays voisins et plus que doublée par la zone maritime sur laquelle s'exerce sa souveraineté économique, notre pays est dépourvu de ressources fossiles significatives.

Ce déficit de ressources naturelles explique en grande partie le retard que nous avons pris au XIXe siècle sur des pays voisins mieux pourvus tels que la Grande-Bretagne ou l'Allemagne.

En ce qui concerne le charbon, trois bassins principaux (Nord-Pas-de-Calais, Lorraine, Centre-Midi) ont été exploités de façon intensive. Cependant, même si les réserves prouvées sont estimées à 150 millions de tonnes équivalent charbon, les conditions d'extraction sont telles que l'exploitation des mines est gravement déficitaire.

En matière de pétrole, nous sommes moins bien pourvus encore malgré l'étendue de nos bassins sédimentaires. Quant aux forages off-shore effectués sur notre plateau continental, ils n'ont donné aucun résultat. Nos ressources, se limitent donc aux quelques gisements mis à jour dans le Sud-Ouest et la Région parisienne, dont la capacité pourrait nous assurer quatre mois de consommation...

Quant au gaz, il a été largement utilisé au XIXe siècle sous la forme du gaz de houille, mais il a été remplacé par le gaz naturel, issu du sud-ouest de la France mais que nous possédons en quantité limitée.

Jusqu'au début du XXe siècle, le gaz obtenu par distillation du charbon fut largement utilisé pour l'éclairage des villes et habitations ainsi que pour les usages domestiques. Toutefois, ce gaz, hautement toxique en raison de la présence d'oxyde de carbone et d'une capacité thermique médiocre fut supplanté par les gaz de pétrole (butane et propane) puis par le gaz naturel. En ce qui concerne ce dernier, malgré l'espoir suscité un temps par la découverte du gisement de Lacq, notre potentiel est extrêmement limité et l'obsolescence du gisement bien réelle.

Ce constat de pauvreté en énergies fossiles a été notamment dressé par le groupe Énergie 2010 du Commissariat Général du Plan qui notait : " La France importe aujourd'hui la quasi-totalité du pétrole, les neuf dixièmes du gaz et la moitié du charbon qu'elle consomme. La situation s'est d'ailleurs dégradée depuis 1973, tant pour le gaz que pour le charbon, dont les productions nationales ont chuté de moitié en quinze ans. "42(*)


Les ressources du sous-sol français prouvées au 01/01/1993

 

en unités

en millions de tep(43(*))

Pétrole brut

Hydrocarbures liquides

Houilles

Lignite

TOTAL énergies fossiles

20 Mt

2.5 Mt

150 Mtec(44(*))

26 Mtec

20

2.5

92.9(45(*))

16

131 Mtep

Gaz naturel épuré

Uranium

28 milliards de m3

48 000 tonnes(46(*))

> 480 Mtep(47(*))

Source : Observatoire de l'énergie

Ces ressources s'épuisent vite : l'Observatoire de l'énergie évaluait, au ler janvier 1998, nos réserves de gaz à 14,4 milliards de m3 et nos réserves de pétrole à 14,6 millions de tonnes.

Elles sont à comparer à la consommation nationale d'énergie primaire qui s'est élevée en 1997 à 237 millions de tep.

2. Des besoins croissants

Or, pendant que les rares ressources naturelles dont disposaient notre pays allaient en s'épuisant, le développement économique et le contexte international contraignaient la France à se procurer ou à produire des quantités croissantes d'énergie. Après que la révolution industrielle du XIXe siècle eut révélé le handicap charbonnier français, la première guerre mondiale mit en lumière le rôle vital du pétrole pour la défense et donc l'indépendance nationale ; après la deuxième guerre mondiale, la période de la reconstruction, puis celle des années de prospérité économique accrurent fortement nos besoins énergétiques et notre consommation s'orienta vers le pétrole, peu cher et largement disponible au Moyen-Orient. Or, cette solution à notre pauvreté en énergies fossiles fut balayée par la crise de 1973 ; en effet, l'embargo sur le pétrole du Moyen-Orient à destination des pays jugés favorables à Israël avait épargné la France mais le brutal relèvement des prix du brut décidé par l'OPEP nous toucha directement car nous étions alors, de tous les pays industrialisés, l'un des plus gros importateurs de pétrole en provenance du Moyen-Orient.

B. LA " SOLUTION FRANÇAISE " : UNE POLITIQUE ÉNERGÉTIQUE VOLONTARISTE

1. Une intervention constante de l'Etat

La réponse à ces contraintes a été la mise en place progressive d'une politique énergétique volontariste, sous-tendue par la participation croissante des pouvoirs publics. Trois grandes étapes marquent ce processus.

· Après la première guerre mondiale, les gouvernants comprirent que pour assurer l'indépendance et le développement de la France, il était indispensable d'acquérir le contrôle de gisements se trouvant à l'étranger et de disposer de moyens de raffinage à la mesure de nos besoins, au lieu de continuer à importer des produits raffinés des États-Unis ou de Grande-Bretagne. Ces préoccupations conduisirent le Gouvernement français à conclure avec le Royaume-Uni le pacte de San Remo (1920) grâce auquel la participation allemande (23,7 %) aux gisements mésopotamiens de la Turkish Petroleum Company fut dévolue à la France.

La gestion de cette part de production fut confiée à la Compagnie française des Pétroles, l'État participant au capital de celle-ci à hauteur de 36 %. Puis en 1930 fut créée une filiale de la CFP, la Compagnie française de Raffinage, également à participation étatique.

État actionnaire mais également État régulateur : choisissant une voie originale à une époque dominée par le principe de la libre concurrence, les pouvoirs publics décidèrent de soumettre le secteur pétrolier français à un régime particulier, défini par la loi du 30 mars 1928, qui institua un régime de monopole délégué en disposant que toute entreprise désirant importer du pétrole brut devait bénéficier d'une autorisation préalable octroyée par décret pris en Conseil des ministres après avis du Conseil d'État.

Ces mesures ont accru notre indépendance et contribué efficacement au développement d'un indispensable outil de raffinage.

· Après la deuxième guerre mondiale, le secteur énergétique français se trouva profondément modifié par les mesures de nationalisation et de regroupement qui affectèrent une partie importante des entreprises productrices. Trois grandes entreprises furent créées en 1946 : Électricité de France (EDF), Gaz de France (GDF) et Charbonnages de France.

Cette politique de regroupement et de mise sous tutelle des entreprises productrices d'énergie donnait à l'État la possibilité d'orienter efficacement la politique énergétique du pays. Il ne s'agit pas ici de juger du bien-fondé des nationalisations mais de constater que, pendant la période de reconstruction, puis pendant les années de fort développement économique qui ont suivi, seul l'État pouvait, à travers une grande entreprise telle qu'EDF, mener à bien les énormes investissements rendus nécessaires par la croissance exponentielle de la demande d'électricité.

Par ailleurs la loi de nationalisation de 1946, tout en conférant à EDF un monopole quasi-absolu qui lui permettait d'être la courroie de transmission de la politique énergétique nationale, n'excluait pas totalement les acteurs locaux du système : les régies de distribution électrique qui existaient avant 1946 ont été maintenues, dans leur périmètre d'origine. Elles gèrent aujourd'hui encore la fourniture d'électricité à environ 5 % des communes françaises.

Un autre volet de cette politique énergétique volontariste fut la valorisation de l'une de nos ressources naturelles non fossiles, notre réseau de fleuves et de rivières, l'État a ainsi pu programmer la construction massive de barrages qui nous permettent encore aujourd'hui de bénéficier d'un apport d'énergie hydroélectrique non négligeable et ne dépendant pas de pays étrangers.

Enfin, dès la Libération, le général de Gaulle veilla à ce que la France puisse reprendre ses recherches sur l'atome. Sous l'impulsion de Maurice Schumann, alors ministre chargé des questions atomiques, et qui fut un visionnaire en ce domaine, Raoul Dautry et Frédéric Joliot-Curie préparèrent un projet d'ordonnance qui allait aboutir à la création du Commissariat à l'énergie atomique (CEA) le 18 octobre 1945. Cet organisme bénéficiait d'un statut original puisque placé directement sous l'autorité du Président du Conseil, il était cependant doté de la personnalité civile et jouissait de l'autonomie financière. C'est dire que, dès l'origine, il avait semblé impératif de placer l'énergie nucléaire sous le contrôle de l'Etat. Quelques années plus tard, Félix Gaillard présentait un plan quinquennal doté d'un budget de 40 milliards de francs, ayant pour objectif la production d'une cinquantaine de kilos de plutonium et se traduisant par la construction des premiers réacteurs nucléaires à Marcoule. Il concluait son exposé par cette affirmation : " Il dépend de nous aujourd'hui que la France reste un grand pays moderne dans dix ans ". Pour la première fois en 1952, l'atome faisait l'objet d'un débat à l'Assemblée nationale et en 1955 les premières études d'un programme français d'énergie nucléaire pour les vingt années à venir étaient lancées.

· Après la guerre du Kippour, en 1973, et l'envolée des cours du pétrole, les pouvoirs publics, soucieux d'affranchir la nation de la " tutelle " pétrolière décidèrent de développer une énergie de substitution dont nous ayons la maîtrise.
Ils choisirent la voie de l'énergie nucléaire, mise en place depuis la fin de la seconde guerre mondiale, avec le vote de lois-programmes établissant des plans quinquennaux de développement de l'énergie atomique, en 1952 et 1957, la construction des premiers réacteurs au graphite et le choix en 1969 de la filière des réacteurs à eau pressurisée.

Ainsi, début 1974, EDF fut autorisée à engager, l'année même, la construction de six tranches nucléaires de 900 MW et, en 1975, de sept tranches de même puissance. Puis EDF reçut l'autorisation de mettre en chantier, pour les années 1976 et 1977, des installations d'une puissance totale de 12 000 MW. Et le mouvement se poursuivit, pour doter la France d'un parc électronucléaire de taille respectable.

Parallèlement, dès le début de 1974, les pouvoirs publics mettaient en place un considérable programme d'économie d'énergie (qui représentait une véritable rupture avec le passé) en créant l'Agence pour les Économies d'Énergie (AEE) et définissaient dans le cadre du VIIe Plan un objectif de 45 millions de TEP d'économies. Les mesures prises furent soit à portée immédiate soit à effet différé (actions de caractère structurel telles que le financement de recherches visant à permettre d'économiser l'énergie et les subventions ou incitations fiscales aux investissements répondant au même objet). Le chiffre global des économies d'énergie atteignit 24 millions de TEP en 1980.

Les objectifs constants de cette politique énergétique, qui a consacré le rôle des pouvoirs publics ont été la recherche de l'indépendance nationale et la volonté de soutenir l'expansion économique. Les résultats ont été à la hauteur des ambitions.

2. Une grande continuité qui a donné des résultats à la hauteur de nos ambitions

La politique énergétique engagée au lendemain du premier choc pétrolier, en 1973-1974, à la suite de la guerre du Kippour, a été, malgré quelques infléchissements, poursuivie avec une continuité à laquelle elle doit ses résultats.

a) Malgré quelques infléchissements à terme coûteux...

En 1981, la politique énergétique fut modifiée sur deux points.

Le programme nucléaire en cours prévoyait le lancement de neufs tranches, chiffre que le Gouvernement ramena à quatre pour finalement le porter à six pour les années 1982 et 1983 ;

Dans le domaine du charbon, le Gouvernement voulut renverser la tendance à la réduction de la cadence d'extraction opérée lors des deux décennies précédentes et porter de 20 à 30 millions de tonnes la production nationale à l'horizon 1990. Cette rupture avec la politique de réduction graduelle de la production menée depuis 1960 conduisit à l'embauche, entre 1981 et 1984, de 10 000 mineurs. Les conséquences financières de cette décision pèsent très lourd dans le bilan des Charbonnages de France :

L'entreprise doit rémunérer aujourd'hui 12 000 mineurs, issus pour l'essentiel des recrutements de la période 1981-1984. Son endettement actuel (32,5 milliards de francs) va malheureusement augmenter jusqu'en 2005, terme de l'exploitation.

À cette date, en tenant compte des retraites à verser aux mineurs, l'endettement final sera d'environ cent milliards de francs, aucun mode de financement n'étant aujourd'hui prévu pour couvrir cette dette.

Cependant, les choix essentiels (développer la production domestique d'énergie, principalement grâce au programme électronucléaire, promouvoir les économies d'énergie et diversifier les approvisionnements extérieurs) n'ont pas fait l'objet d'une véritable remise en cause depuis 1973 et ont produit des résultats probants

b) Une continuité qui a donné des résultats probants

Sur la période le bilan énergétique de la France a connu une évolution remarquable :

 une amélioration de l'ordre de 20 % de notre efficacité énergétique,

 une production domestique d'énergie multipliée par 2,5 surtout grâce au nucléaire,

 un taux d'indépendance extérieur de près de 50 % (contre 22,5 % en 1973), une électricité qui est aujourd'hui d'origine nationale à plus de 90 %,

 un bilan énergétique nettement plus diversifié avec une énergie dominante, le pétrole, ramenée de 70 % à environ 40 % de la consommation,

 des approvisionnements extérieurs plus diversifiés tant sur le plan géographique (avec, pour le pétrole, une part du Moyen Orient ramenée des trois-quarts à moins de la moitié), que par type d'énergie primaire (avec une forte décrue des importations pétrolière (83 MT/an au lieu de 135 MT/an) et une augmentation très importante des importations gazières qui ont quadruplé depuis 1973.

Le tableau ci-après illustre cette amélioration de notre bilan énergétique :



Extraits du bilan énergétique provisoire de 1997 établi

par la Direction Générale de l'Énergie et des Matières Premières, en avril 1998

Structure de la consommation d'énergie primaire (corrigée du climat)

en %

1973

1980

1990

1994

1995

1996

1997

TCAM 96-98

TCAM 73-97

- Charbon

- Pétrole

- Gaz

- Électricité primaire48(*)

- Énergie renouvelables

15,2

69,2

7,3

7,3

1,1

15,8

56,6

10,8

15,2

1,6

8,9

42,5

12,3

34,4

2,0

6,3

41,4

12,9

37,6

1,8

6,4

41,2

13,2

37,4

1,8

6,6

40,5

13,6

37,5

1,8

5,8

41,0

13,6

37,8

1,8

-12,0

+1,1

+0,1

+0,9

-

-3,9

-2,2

+2,6

+7,1

-

Total

100,0

100,0

100,0

100,0

100,0

100,0

100,0

 
 

TCAM (taux de croissance annuel moyen) en %.

Production d'énergie primaire

En Mtep

1973

1980

1990

1994

1995

1996

1997

TCAM 96-97

TCAM 73-97

- Charbon

- Pétrole

- Gaz naturel

- Électricité

hydraulique

nucléaire

- Énergie renouvelables

17,3

2,2

6,3

10,7

3,3

2,0

13,1

2,4

6,3

15,7

13,6

3,2

7,7

3,5

2,5

13,0

69,6

4,2

5,4

3,4

2,9

18,1

79,9

4,2

5,1

3,1

2,8

17,0

83,8

4,2

5,0

2,7

2,4

15,7

88,2

4,2

4,2

2,3

2,1

15,1

87,8

4,2

-16,5

-14,4

-12,1

-4,2

-0,5

+0,0

-5,7

+0,2

-4,4

+1,4

+15

+3,1

Total production

41,7

54,3

100,5

114,0

116,0

118,3

115,7

-2,2

+4,3

Taux d'indépendance

énergétique

22,5%

27,4%

47,8%

51,2%

51,0%

50,0%

49,6%

-0,4pt

-

TCAM (taux de croissance annuel moyen) en %.

Bien qu'elle ne porte que sur des quantités faibles, la production d'énergies fossiles subit une chute sévère, de -12 % pour le gaz à -17 % pour le charbon, reflétant le caractère inéluctable de l'épuisement des réserves nationales.

La production d'électricité primaire (hydraulique et nucléaire) brute a été de 463 TWh, dont 15 % pour l'hydraulique et 85 % pour le nucléaire. L'électricité primaire a ainsi représenté 89 % de la production nationale totale et la seule électricité nucléaire 76 %. La contribution des énergies fossiles se dégrade sensiblement en 1997, avec des baisses qui dépassent 12 %.

Si les résultats sont satisfaisants, ils ne doivent en aucun cas autoriser un relâchement de la politique énergétique française. En effet, tant dans le domaine de la sobriété énergétique (que le faible coût de l'énergie a conduit à négliger), que dans celui de l'indépendance énergétique (notre taux d'indépendance vient de passer symboliquement en dessous du niveau de 50 % qui avait été atteint en 1993), on peut constater que notre conduite doit être dictée par le sens de l'effort et non celui du confort.

La politique énergétique est aujourd'hui confrontée de nouveaux défis : défi environnemental, tout d'abord, puisqu'elle devra tenir compte des engagements internationaux pris à Kyoto sur la réduction des gaz à effet de serre ; défi européen ensuite, car il faudra tirer les conséquences de l'ouverture du marché européen de l'énergie à la concurrence ; défi nucléaire, enfin, à l'heure où le problème du renouvellement du parc est posé et que de nombreux pays se détournent de ce secteur.

II. LES DÉFIS ACTUELS

A. LE DÉFI ENVIRONNEMENTAL

Le défi environnemental peut être qualifié de " global ", en ce sens qu'il recouvre à la fois une dimension spatiale (il concerne l'ensemble de la planète) et temporelle (il touche aussi les générations futures). Nouveau paramètre de l'équation énergétique, il constitue sans doute un des principaux éléments que notre politique en ce domaine devra prendre en considération, ceci en concertation avec nos partenaires européens.

1. Les risques

La France est apparue au sommet de Kyoto comme un pays vertueux : elle est, parmi les pays de l'OCDE, un de ceux qui émet le plus bas taux de CO2 par habitant, essentiellement grâce à une large utilisation de l'énergie nucléaire et de l'hydraulique pour la production d'électricité.

Le risque environnemental ne doit pourtant pas être négligé, car malgré nos performances, le bilan tant en matière de pollution atmosphérique qu'en termes d'émission de gaz à effet de serre s'est dégradé au cours des dernières années.

Une pollution atmosphérique préoccupante

Celle-ci se manifeste tout d'abord par des pics de pollution qui frappent l'opinion publique. Ainsi, à Lyon, en janvier 1997, les autorités ont interdit la circulation des poids lourds après trois jours consécutifs de pollution au dioxyde d'azote de niveau 3 (à partir de 400 microgrammes/m3 d'air) ; à Paris, le niveau 2 a été atteint le 10 mars et le 19 septembre 1997 et, le 1er octobre, le niveau 3 ayant été dépassé, le système de circulation alternée prévu par la loi sur la qualité de l'air du 30 décembre 1996 a été mis en place, dans la capitale et dans 22 communes limitrophes.

Toutefois, le vrai problème ne réside pas dans ces pics de pollution, mais dans l'exposition des individus à celle-ci tout au long de leur vie.

Dans ce domaine, on constate malheureusement que si certaines formes de pollution ont diminué, d'autres se sont transformées ou ont augmenté. Ainsi, on rejette globalement moins de poussières dans l'atmosphère mais celles qui sont émises par le secteur des transports sont plus nombreuses ; de plus, elles ont changé de nature et les poussières issues des trains du début du siècle étaient différentes de celles qui proviennent d'un moteur diesel et dont la dimension (0,2 u) leur permet de s'infiltrer dans le système respiratoire.

Un rapport récent du ministère de l'environnement indiquait que la qualité de l'air s'était améliorée depuis 1991, mais que les mesures variaient fortement en fonction des polluants : dans les agglomérations de plus de 100.000 habitants, la présence de plomb dans l'air, issu des carburants, est passée d'une moyenne annuelle maximale de 0,71 microgramme par mètre cube d'air en 1991 à 0,28 microgramme en 1996. Quant au dioxyde de soufre, qui constituait un polluant majeur il y a trente ans, et qui a été visé avec succès par la taxe sur la pollution atmosphérique, ses émissions ont été réduites de 20 % sur l'ensemble du territoire.

En revanche, les émissions de dioxyde d'azote et de monoxyde d'azote sont en hausse et sont dues, pour les trois-quarts selon Airparif (le réseau de surveillance de la qualité de l'air en Ile-de-France), à la circulation automobile et proviennent notamment des voitures fonctionnant au diesel ou à l'essence sans pot catalytique.

Enfin, la diffusion de dioxyde de carbone ou gaz carbonique (CO2), polluant classé parmi les gaz à effet de serre, a augmenté de 2 % alors qu'on la pensait stabilisée.

TABLEAU SUR LES PARTICULES DANGEREUSES

Les transports et les activités industrielles et agricoles sont à l'origine de l'émission de polluants rejetés dans l'air :

· Le dioxyde d'azote (NO2) : puissant irritant des voies pulmonaires, il aggrave les symptômes des personnes atteintes de maladies respiratoires. 6 000 tonnes sont produites annuellement par le transport routier, soit douze fois moins que par le secteur agricole et forestier. Le seuil d'alerte (niveau 3) est atteint à partir de 400 microgrammes par mètre cube d'air. Les oxydes d'azote (NOX) contribuent également à la formation d'ozone.

· L'ozone (O3) : formé à partir de divers polluants atmosphériques (composés organiques volatils, hydrocarbures, solvants et oxydes d'azote) sous l'influence des rayons solaires, il occasionne des difficultés respiratoires notamment chez les enfants, les personnes âgées et les asthmatiques. A long terme, il peut provoquer une altération chronique des fonctions pulmonaires. L'ozone affecte également les végétaux. Le seuil d'alerte de niveau 3 est atteint à 360 microgrammes par mètre cube.

· Le dioxyde de soufre (SO2) : il peut occasionner des broncho-constrictions et des essoufflements chez les asthmatiques. Il provoquerait chaque année le "décès prématuré" de 215 personnes hospitalisées dans les grandes villes. 150 000 tonnes par an sont émises par les transports routiers, soit la moitié de ce qui est produit par les secteurs de l'énergie et de l'industrie de transformation. Le niveau 3 est atteint à 600 microgrammes par mètre cube d'air.

· Le monoxyde de carbone (CO) : ce gaz peut aggraver les angines de poitrine et d'autres maladies coronariennes, altérer certaines fonctions du système nerveux et présenter un risque pour le développement du foetus. 5,2 millions de tonnes sont attribuées à la circulation routière, soit 46 % de la production nationale.

· Le dioxyde de carbone (CO2) : 118 millions de tonnes sont rejetées chaque année sur les routes, soit le tiers de la production française tous secteurs confondus. Classé parmi les gaz à effet de serre, il contribuerait au réchauffement du climat.

· Les particules : les plus nocives sont d'une dimension inférieure à 10 microns, ce qui leur permet de s'infiltrer dans le système respiratoire. Produites entre 50 et 80 % par les véhicules automobiles, elles occasionnent des atteintes pulmonaires, particulièrement chez les enfants. Des études américaines montrent que l'exposition prolongée peut réduire l'espérance de vie et entraîner des risques de cancer. En France, elles seraient chaque année responsables de 870 morts prématurées chez des malades cardiaques ou insuffisants respiratoires. En zone urbaine, 90 % des émissions attribuables aux transports seraient issues de véhicules à moteur Diesel.

Source : Corinair-1994, Erpurs - AQMD-Californie.

Etude citée par "Le Monde" du 2 octobre 1997.

L'émission de gaz à effet de serre

Le rayonnement solaire est absorbé par la terre qui renvoie à son tour de la chaleur vers l'atmosphère, mais une partie de ce rayonnement thermique peut être piégée par certains gaz contenus dans la partie basse de l'atmosphère, la troposphère : vapeur d'eau, gaz carbonique, méthane, oxydes d'azote, ozone, fluoro carbures. Cet " effet de serre " entraîne un réchauffement de la terre qui est, à l'origine, bénéfique puisqu'il permet d'élever la température globale moyenne de notre planète de - 18° C à + 15° C. Toutefois, l'activité humaine a provoqué une forte et rapide augmentation de la concentration de gaz à effet de serre dans l'atmosphère. Ainsi pour le gaz carbonique, cette concentration est passée de 280 ppm (parties par millions) à 360 ppm en un siècle, alors que pour les 200.000 ans précédents, elle avait varié dans une fourchette de 170 ppm à 280 ppm.

L'accroissement de ce gaz dans l'atmosphère tient principalement à deux causes : la combustion brutale des substances fossiles, charbon et hydrocarbures gazeux et liquides (le pétrole) et la déforestation non compensée par le reboisement. Les émissions totales de CO2 liées à l'activité humaine sont évaluées à environ 7,1 milliards de tonnes de carbone par an dont 5,5 milliards proviennent de l'utilisation d'énergies à base de combustibles fossiles et 1,6 milliard de la déforestation.

Selon les rapports du GIEC (Groupe intergouvernemental sur l'évolution du climat), la température de notre planète s'élèverait de 2° C d'ici 2100 si la concentration des gaz à effet de serre doublait. Cette hypothèse est optimiste car, si les émissions de gaz à effet de serre continuaient à progresser de 10 à 20 % par décennie, leur concentration pourrait tripler, voire quadrupler au cours du prochain siècle. Le GIEC estime qu'une augmentation de la température de 2° C entraînerait une élévation du niveau moyen des océans de 50 cm et aurait des conséquences très variables selon les régions du monde. Il prévoit une intensification du cycle hydrologique entraînant des sécheresses ou des inondations accrues, une modification de certains courants marins, une plus grande vulnérabilité de la santé humaine et la disparition de terres habitées ou cultivées.

Même si l'on peut espérer que ces prévisions seront tempérées par des phénomènes naturels encore mal connus et qu'il faut étudier très sérieusement (rétroaction des océans, courants marins, comportement des nuages et de la glace, effet parasite des aérosols, gaz, poussières ou cendres qui refroidissent l'atmosphère...), l'attitude à adopter devant l'accroissement de la concentration des gaz à effet de serre va au-delà du principe de précaution et débouche sur la nécessité d'une stricte réglementation des émissions polluantes.

2. Les contraintes nationales et internationales

La vigilance de l'opinion publique

Selon une enquête menée en 199649(*), la lutte contre la pollution de l'air est, pour plus d'un Français sur deux (54 %, soit huit points de plus que l'année précédente), l'action que l'Etat doit mener en priorité dans le domaine de la protection de l'environnement. Quant aux Parisiens, 62 % d'entre eux placent la pollution en tête de leurs préoccupations50(*).

De plus, 95 % des Français sont conscients des risques que la pollution atmosphérique présente pour la santé et, parmi eux, 72 % y voient un danger qu'ils qualifient d'important : 45 % de nos concitoyens déclarent qu'eux-mêmes ou une personne de leur proche entourage ont subi des troubles liés à ces phénomènes51(*).

Par ailleurs, dans le domaine des mesures à prendre pour lutter contre cette nuisance, même si les comportements personnels ont tendance à évoluer dans le bon sens, l'action de l'Etat et la contrainte réglementaire semblent indispensables afin de l'emporter sur la pratique individuelle spontanée.

La loi du 30 décembre 1996 sur l'air et l'utilisation rationnelle de l'énergie

Ce texte a précisément mis en place un cadre d'action pour les pouvoirs publics en organisant la surveillance de la qualité de l'air, en prévoyant des plans régionaux pour la qualité de l'air, des plans de protection de l'atmosphère, des plans de déplacements urbains et en revalorisant le concept de maîtrise de l'énergie.

Des délais ont été prévus pour la réalisation de ces objectifs : il est indispensable de les respecter.

Des décrets en Conseil d'Etat doivent définir des mesures visant à réduire la consommation d'énergie et à limiter les sources d'émission de substances polluantes nocives pour la santé humaine et l'environnement : il est indispensable de les faire paraître rapidement.

Les choix européens

Ils concernent le domaine des transports mais, de façon plus générale, l'amélioration de la qualité de l'air.

En ce qui concerne les transports, le programme " Auto-oil " doit aboutir en juin 1998.

LE PROGRAMME AUTO-OIL SUR LES CARBURANTS

Le projet de directive, qui vise à réduire à l'horizon 2010 les concentrations de polluants dans l'air en milieu urbain de 60 à 70 %, fait l'objet de surenchères de la part du Parlement européen. Ainsi, le texte élaboré par la Commission sur la base du programme Auto-Oil52(*) qui définissait les orientations les plus économiques (elles n'auraient coûté que 12 milliards d'euros à l'Union européenne), a été repoussé en première lecture par le Parlement au motif qu'il manquait d'ambition. Le Conseil des ministres a alors proposé un texte de compromis qui représente une dépense de 20 milliards d'euros, dont 15 % environ pour la France.

Mais le Parlement s'est prononcé pour des normes plus sévères et obligatoires aussi bien pour 2000 que pour 2005 (alors que le texte du Conseil ne prévoit que des valeurs limites indicatives pour 2005). Il s'agirait notamment de porter la teneur maximale autorisée en soufre de 400-500 parties pour millions (ppm) à 150 ppm pour l'essence et 200 ppm pour le gazole en 2000, et 30 ppm pour l'essence et 50 ppm pour le gazole en 2005 (la position commune du Conseil prévoyait uniquement 350 ppm pour le gazole à compter du 1er janvier 2000). Il s'agirait également de ramener à 1 % v/v (valeur par volume) la teneur en benzène dans les essences (contre 5 % aujourd'hui) et à 35 % v/v la valeur limite obligatoire des composés aromatiques (contre 42 % dans la proposition du Conseil). Enfin, le Parlement a voté l'interdiction au 1er janvier 2000 de la commercialisation de l'essence plombée.

Le surcoût par rapport au projet du Conseil serait de l'ordre de 30 milliards d'euros, portant le coût global du durcissement envisagé à 50 milliards d'euros. Un compromis final devrait être trouvé d'ici juin 1998, en comité de conciliation avec le Conseil des ministres.

De plus, le Parlement européen a demandé à la Commission européenne d'élaborer d'ici fin 1998 une directive réglementant les émissions spécifiques de gaz carbonique et rendant obligatoire à partir de 2005 une consommation de 5 litres/100 km pour les véhicules neufs de la gamme moyenne (4,5 litres pour le diesel). Ces valeurs devraient être fixées à 3 litres pour 2010.

En ce qui concerne la qualité de l'air, les ministres de l'environnement européens ont accepté en mars 1998, à l'unanimité, la proposition de la Commission europénne d'imposer des valeurs limites calquées sur la recommandation de l'Organisation mondiale de la santé pour les émissions de certaines polluants, nocifs pour la santé et l'environnement. Ces valeurs limites concernent le dioxyde de soufre (SO2), et le plomb (la date butoir étant fixée à 2005), ainsi que le dioxyde d'azote (NO2), l'oxyde nitrique (NO) et les particules (la date butoir étant fixée à 2010).

Les engagements internationaux de baisse des rejets de gaz à effet de serre.

La situation des pays industriels est préoccupante :

Un Français émet en moyenne par an 6,1 tonnes de CO2 contre près de 9 tonnes pour un Japonais et près de 20 tonnes pour un habitant des Etats-Unis.

Pourtant, malgré ses faibles émissions, la France n'est pas en situation confortable dans les négociations internationales. Le sommet de Kyoto a fixé un taux global de réduction des émissions des six gaz à effet de serre de 5,2 % entre 2008 et 2012 par rapport à 1990, soit une diminution de 7 % pour les Etats-Unis, 6 % pour la Japon et 8 % pour la " bulle " que constituent les 15 pays de l'Union européenne.

Or, la France avait déjà un faible niveau d'émission de gaz carbonique en 1990, compte tenu des éléments énoncés plus haut, et les efforts qu'elle devra consentir seront, de ce fait, plus coûteux que pour d'autres pays. En effet, son bas taux d'émissions provenant du recours massif à l'énergie nucléaire, l'effort devra porter principalement sur le secteur des transports, ce qui implique des décisions politiques délicates.

Par ailleurs, l'Union européenne redéfinira, vraisemblablement en juin 1998, les normes respectives pour chacun des Etats membres correspondant au nouvel objectif global (soit une diminution de 8 % alors que celle qui avait été prévue par le Conseil en mars 1997 était de 10 %). Dans ce contexte, la France, même si son taux d'accroissement autorisé d'émission de gaz à effet de serre reste fixé à zéro, sera défavorisée par le fait que l'accord de Kyoto porte sur six gaz à effet de serre et ne prend en compte les " puits " de carbone (forêts) que de façon limitée. Or, lorsque notre pays s'était engagé à ne pas rejeter plus de gaz en 2010 qu'en 1990, les hypothèses étaient différentes (prise en compte de seulement trois gaz : le gaz carbonique, le méthane et l'oxyde nitreux, mais de l'ensemble des puits). Il convient donc de bien mesurer et de ne pas minimiser les efforts qui s'avéreront nécessaires.

B. LE DÉFI EUROPÉEN

La définition de la politique énergétique s'inscrit de plus en plus dans un cadre dont les contours sont tracés à Bruxelles. C'est pourquoi le deuxième paramètre exogène qui influencera sensiblement le paysage énergétique français de demain réside dans la politique européenne de libéralisation progressive des secteurs de l'électricité et du gaz.

Réussir cette adaptation tout en veillant à ce que l'Union européenne ne sombre pas dans une dépendance énergétique extérieure excessive : tel peut-être schématiquement présenté le défi européen que la France devra contribué à relever.

1. L'intégration à une Europe en dépendance énergétique croissante

A l'heure actuelle, l'Union européenne se procure près de la moitié de son énergie auprès de pays tiers (48 %). Faute de mesures appropriées, cette dépendance pourrait atteindre, d'ici 2020, près de 70 % de la consommation totale d'énergie, soit 70 % pour le gaz naturel, 80 % pour le charbon et 90 % pour le pétrole, selon les estimations de la Commission européenne53(*).

Ces dernières reposent sur une étude que la direction générale de l'énergie (DG XVII) a réalisée, au printemps 1996, intitulée : " Europe de l'énergie en 2020 ", dans laquelle elle a adopté une approche basée sur des scénarios qui reflètent l'incertitude régnant sur le secteur de l'énergie à l'heure actuelle.

Au nombre de quatre, ces scénarios concluent tous à une augmentation de la dépendance à l'égard des importations de l'ordre de 70 % de la consommation brute d'ici à 2020.

Les perspectives tracées par cette étude s'avèrent très instructives et méritent d'être brièvement présentées.

Trois scénarios supposent que le réchauffement de la planète sera prouvé d'ici à 2005. Un quatrième scénario, celui dit de la " sagesse traditionnelle " évalue les conséquences de la poursuite des politiques actuelles. Dans le scénario dit " champ de bataille ", le monde revient à l'isolationnisme, aux grands blocs et au protectionnisme. Dans le scénario dit " hypermarché ", les thèmes prédominants sont les tendances du marché, le libéralisme et la liberté du commerce, les gouvernements et les gestionnaires publics intervenant au minimum. Dans le scénario " forum ", le processus d'intégration globale se déroule dans le cadre de structures internationales animées par le consensus et la coopération et dans lesquelles la gestion ainsi que l'intervention publiques jouent un rôle marquant.

L'étude révèle une dépendance croissante du consommateur européen par rapport aux importations, ceci quelque soit le scénario, et par rapport à l'énergie fournie en réseau. En effet, la consommation d'énergie primaire augmenterait de l'ordre de 0,7 à 0,9 % par an, cette évolution modérée étant due à une amélioration de l'intensité énergétique de l'ordre de 1,1 à 1,8 % par an.

Parallèlement, la production européenne d'énergie54(*) semble devoir diminuer de l'ordre d'un cinquième d'ici l'an 2020.

En effet, si la production d'énergies renouvelables devrait augmenter, celle de combustibles solides devrait en revanche diminuer fortement, pour se situer à 40 % des niveaux actuels dans l'hypothèse la plus optimiste et à 10 % à peine de ceux-ci dans une hypothèse pessimiste. La production de pétrole ne devrait pas connaître de diminution notable d'ici l'an 2000, mais elle baisserait par la suite. La production de gaz, quant à elle, devrait atteindre un sommet à la même époque ou un peu plus tard, avec un taux de diminution en 2020 cependant plus lent.

La combinaison de ces deux facteurs -augmentation de la demande, diminution de la production- expliquerait cette dépendance croissante par rapport aux pays tiers.

La dépendance maximum, de 71 % en l'an 2000, est atteinte avec le scénario " hypermarché ". Alors, la demande de gaz naturel augmenterait fortement (+ 3 % par an en moyenne) et la part du nucléaire serait bien moindre qu'aujourd'hui.

Dans le scénario " sagesse traditionnelle ", la dépendance serait de l'ordre de 68 %. C'est dans ce scénario que l'énergie nucléaire connaîtrait la croissance la moins élevée (+ 0,5 % par an), au fur et à mesure de l'arrivée à maturité puis du déclin du secteur nucléaire, les énergies renouvelables étant, quant à elles, multipliées par trois.

La dépendance s'élèverait à 61 % environ dans le scénario " champ de bataille " et d'environ 55 % dans le scénario " forum ". Dans cette dernière hypothèse, la société européenne investirait dans de nouvelles technologies nucléaires, dans le but de résoudre le problème des émissions européennes de CO2. Parallèlement, les énergies renouvelables enregistreraient une croissance de 5 % par an, pour quadrupler d'ici 2020.

Il faut souligner que seul ce dernier scénario permet de réduire les émissions de CO2 : de - 10 % en 2020, contre + 40 % dans " champ de bataille ", + 15 % dans " sagesse traditionnelle " et + 18 % dans " hypermarché ".

On voit donc émerger au travers de cette étude toute la difficulté qu'aura l'Union européenne -et elle ne sera pas la seule...- à concilier défi environnemental et préoccupations en termes de compétitivité économique, de sécurité des approvisionnements et de la fourniture de l'énergie.

Notons que le scénario " forum " semble permettre à la fois d'atteindre une moindre dépendance à l'égard des tiers et de satisfaire aux engagements souscrits à Kyoto. Mais consensus, coopération et action publique collective prévaudront-ils à l'heure où l'impératif mondial de compétitivité favorise l'émergence d'une tendance à la libéralisation des secteurs énergétiques ?

Celle-ci se traduit par le projet d'intégration progressive des marchés énergétiques des Etats-membres de l'Union européenne.

2. La réalisation du marché intérieur de l'énergie

a) Un enjeu de compétitivité

L'intégration des marchés européens de l'énergie vise avant tout à accroître la compétitivité des entreprises du vieux continent, outre qu'elle tend à mieux répondre aux besoins des consommateurs et peut contribuer à diversifier les ressources énergétiques européennes en permettant une grande flexibilité dans leur accès et favoriser l'initiative industrielle.

Dans un contexte de globalisation croissante des marchés, on ne peut ignorer, en effet, que les industries européennes payent leur énergie plus cher que leurs homologues américaines. La Commission européenne estime, par exemple, que les compagnies européennes du secteur chimique payent leur énergie près de 1,5 fois plus cher que leurs concurrents d'Outre-Atlantique.

Alors que l'Union européenne ne dispose pas de compétence spécifique dans le secteur énergétique -à l'exception de celles que lui confèrent les traités CECA et EURATOM-, ce constat a incité la Commission européenne à proposer aux Etats-membres de faire évoluer le secteur vers un marché de l'énergie plus intégré, plus libéralisé et plus concurrentiel.

En outre, cette démarche a été encouragée par un double mouvement d'ordre économique et juridique :

au plan économique, l'organisation traditionnelle des industries de réseaux sous une forme généralement monopolistique et intégrée verticalement -allant de la production à la distribution et à la vente au consommateur final- a été remise en question dès les années 1980, aux États-Unis puis en Grande-Bretagne, avec l'objectif essentiel d'introduire la concurrence partout où cela est possible, de façon à inciter davantage au progrès technique, à la baisse des prix et, de ce fait à la satisfaction du consommateur ;55(*)

au plan juridique, en l'absence de politique commune de l'énergie la Commission européenne s'est appuyée sur les règles de concurrence et sur les dispositions de l'Acte unique européen relatives au marché intérieur pour réaliser le marché intérieur de l'électricité et du gaz.

b) Analyse comparative des principales caractéristiques des directives concernant le marché intérieur de l'électricité et du gaz naturel

Trois directives ont été adoptées au cours d'une première étape consensuelle :

- en 1990, une directive sur la transparence des prix de vente de l'électricité et du gaz au consommateur final industriel, qui impose aux Etats membres de prendre les mesures nécessaires pour que les entreprises concernées communiquent à l'Office statistique des Communautés européennes, les prix et les conditions de vente aux consommateurs industriels, les systèmes de prix en vigueur, ainsi que la définition des différentes catégories de consommateurs ;

- en 1990 et 1991, deux directives sur le transit de l'électricité et du gaz sur les grands réseaux, qui imposent une obligation de circulation de l'énergie entre les gestionnaires des réseaux de transport.

Après huit années de négociations parfois laborieuses, voire conflictuelles, deux nouvelles directives ont été récemment adoptées :

- la directive sur le marché intérieur de l'électricité, le 19 décembre 1996 ;

- la directive sur le marché intérieur du gaz, le 11 mai 1998.

On rappellera les caractéristiques principales de ces deux directives, sachant qu'elles comportent de nombreux points communs -la deuxième ayant été partiellement calquée sur la première- mais aussi certaines spécificité que l'on précisera au fur et à mesure.

Champ d'application des directives

Ces directives susmentionnées établissent des règles communes aux Etats membres pour :

- la production, le transport et la distribution d'électricité ;

- le transport (par des gazoducs à haute pression), la distribution (le transport de gaz par réseaux locaux ou régionaux), la fourniture (la livraison et/ou la vente de gaz à des clients) et le stockage de gaz naturel, y compris de gaz naturel liquéfié.

Notons que la production de gaz n'est pas visée dans la mesure où elle est d'ores et déjà soumise à la concurrence.

Règles générales d'organisation des secteurs concernés

Dans les deux cas, conformément aux dispositions du Traité de Rome, en particulier à celles de son article 90-2, les Etats peuvent imposer aux entreprises concernées des obligations de service public, qui peuvent porter sur la sécurité d'approvisionnement, la régularité, la qualité et le prix des fournitures et sur la protection de l'environnement. Elles doivent être clairement définies, transparentes, non discriminatoires et contrôlables. Afin d'assurer l'accomplissement de ces obligations de service public, les États peuvent introduire une planification à long terme, en prenant en compte, s'agissant du gaz, la possibilité pour des tiers de rechercher un accès au réseau.

Lorsque les États décident d'instituer un régime d'autorisation -plutôt que d'appel d'offres- pour la construction de nouvelles installations de production d'électricité ou pour la construction ou l'exploitation d'installations gazières, ils doivent le faire sur la base de critères objectifs et non discriminatoires. Ils peuvent, cependant, ne pas appliquer ces dispositions à la distribution de gaz lorsque cela s'avère nécessaire à l'exercice des missions de service public.

Exploitation du réseau de transport d'énergie

- Pour l'électricité, les Etats membres doivent désigner un gestionnaire du réseau, à qui sera confiée la responsabilité de l'exploitation, de l'entretien et, le cas échéant, du développement du réseau de transport dans une zone donnée, ainsi que des interconnexions avec d'autres réseaux, pour garantir la sécurité d'approvisionnement. Il devra s'abstenir de toute discrimination entre les utilisateurs du réseau.

Le gestionnaire de réseau, lorsqu'il appelle les installations de production, peut se voir imposer par l'État membre un certain ordre de priorité :

* en faveur des installations utilisant des sources d'énergies renouvelables ou des déchets qui produisent de façon combinée de la chaleur et de l'électricité ;

* pour des raisons de sécurité, en faveur des installations utilisant des sources nationales d'énergie primaire, ceci dans une proportion maximum de 15 % de la quantité totale d'énergie primaire nécessaire à la production d'électricité.

- S'agissant du gaz, toute entreprise de transport et/ou de stockage a l'obligation d'exploiter, d'entretenir et de développer ses installations de manière " sûre, efficace, économique et en prenant en compte l'environnement ".

Elle doit s'abstenir de toute discrimination entre utilisateurs de ses installations et fournir aux autres entreprises gazières des informations suffisantes pour permettre un bon fonctionnement du réseau interconnecté. Elle préserve la confidentialité des informations commercialement sensibles obtenues au cours de l'exécution de ces prestations et interdit leur exploitation abusive.

Exploitation du réseau de distribution

On retrouve ici les mêmes spécificités que pour le réseau de transport :

- avec un gestionnaire du réseau de distribution de l'électricité ;

- et des entreprises de distribution de gaz soumises aux mêmes obligations que celles imposées aux entreprises de transport.

Dans les deux cas, les États peuvent obliger les entreprises concernées à alimenter les clients situés dans une zone donnée et réglementer les tarifs de telles fournitures afin de garantir l'égalité de traitement des clients concernés.

Obligation de dissociation comptable et de transparence de la comptabilité

La volonté exprimée est d'éviter les discriminations, subventions croisées et distorsions de concurrence.


Les directives prévoient que les entreprises électriques ou gazières intégrées doivent tenir dans leur compatibilité interne des comptes séparés pour la production, le transport, la distribution, le stockage (de gaz) et, le cas échéant les activités autres. Par contre, en cas d'accès au réseau réglementé et lorsque le transport et la distribution font l'objet d'une tarification commune, les comptes de ces deux activités peuvent être agrégés.

Si l'exploitation du réseau de transport d'électricité est confiée à une entreprise intégrée, cette activité de gestionnaire de réseau devra être indépendante, au moins sur le plan de la gestion, des autres activités de cette opérateur non liées au réseau de transport.

Organisation de l'accès au réseau

Cette organisation revêt deux types de modalités, dont le choix appartient à chaque État membre
et qui doivent être mis en oeuvre selon des critères objectifs, transparents et non discriminatoires :

- accès négocié au réseau ou formule de l'acheteur unique, pour l'électricité ;

- accès négocié au réseau ou accès réglementé, pour le gaz.

L'accès réglementé
permet aux entreprises concernées et aux clients éligibles de négocier au cas par cas la fourniture d'énergie sur la base d'accords commerciaux volontaires.

Dans la formule de l'acheteur unique, les États membres désignent un acheteur unique d'électricité à l'intérieur du territoire couvert par le gestionnaire de réseau, celui-ci étant tenu d'acheter l'électricité qui a fait l'objet d'un contrat entre un client éligible et un producteur situé à l'intérieur (producteurs indépendants) ou à l'extérieur du territoire susvisé, et servant en quelque sorte d'intermédiaire obligé.

Le droit d'accès au réseau fait l'objet d'une rémunération à son profit, dont le niveau doit être publié.

Quant à l'accès négocié au réseau de gaz, il s'effectue sur la base de tarifs et/ou autres clauses publiés et applicables à tous.

Les entreprises peuvent refuser l'accès à leur réseau en cas d'absence de capacité ou, s'agissant du gaz lorsque cet accès les empêcherait d'accomplir leurs obligations de service public ou en cas de graves difficultés économiques et financières liées à des contrats avec clauses de " take or pay "56(*), sous réserve du respect de certains critères et procédures. Ce refus doit être dûment motivé.

Définition des clients éligibles

Les gros consommateurs, dits " consommateurs éligibles ", auront le droit -sous certaines conditions- de quitter leurs fournisseurs monopolistiques traditionnels et d'utiliser les réseaux de transport de ces derniers, s'ils trouvent des fournisseurs à meilleur prix.

La détermination des critères de définition des clients éligibles relève du respect du principe de subsidiarité, mais la liberté des Etats-membres n'en est pas moins encadrée :

- d'une part, les consommateurs finaux d'électricité consommant plus de 10 gigawatts/heure par an sont automatiquement éligibles, de même que les producteurs d'électricité à partir de gaz ;

- d'autre part, en raison de l'" éligibilité partielle des distributeurs d'électricité ", en vertu de laquelle ces derniers, s'ils ne sont pas déjà désignés comme clients éligibles, ont la capacité juridique de passer des contrats pour le volume d'électricité consommé par leurs clients désignés comme éligibles dans leur réseau de distribution, en vue d'approvisionner ces derniers ;

- enfin et surtout, les Etats-membres doivent assurer une ouverture significative et progressive du marché.

Vers une ouverture progressive et significative du marché

Pour le marché de l'électricité, cette ouverture est organisée sur six ans.

Dans un premier temps, la part de la consommation nationale représentée par les clients auxquels sera reconnu le statut d'" éligible " doit être au moins égale à la part de la consommation communautaire représentée par les clients dont la consommation est supérieure à 40 Gwh par an. Trois ans après l'officialisation de la directive, ce seuil passera à 20 Gwh par an, et six ans après, il sera de 9 Gwh par an.

Le tableau ci-dessous permet de prendre la mesure de l'enjeu de cette ouverture pour notre secteur électrique :

Si la part de marché assurée à EDF reste de 70 % d'ici six ans, l'entreprise publique est confrontée au défi d'une concurrence concernant un quart de son marché dès l'an prochain et près d'un tiers de ce dernier en 2003.


Quand ?

Sont éligibles ceux qui consomment plus de :

Part de marché concernée en France (en volume)

Nombre de clients éligibles en France

Au plus tard au 19 février 1999

40 Gwh

25 %

400

A partir de février 2000

20 Gwh

28 %

800

A partir de février 2003

9 Gwh

plus de 30 %

3.000

En outre, il faut avoir conscience que les Etats membres n'en resteront sans doute pas là. La directive confie, en effet, à la Commission européenne le soin " d'examiner en temps utile la possibilité d'une nouvelle ouverture du marché, qui deviendrait effective neuf ans après l'entrée en vigueur de la directive ". Cela revient à dire qu'à compter de 2006, la libéralisation du marché électrique pourrait connaître une nouvelle étape. Sachant qu'un certain nombre d'Etats membres ont anticipé, ou sont sur le point de le faire, l'application des différentes phases prévues par la directive, on peut penser qu'il s'agit là plus d'une proche probabilité que d'une simple éventualité.

En outre, une forte pression s'exercera inéluctablement à la baisse rapide des seuils, dans la mesure, où, à l'heure actuelle, le prix de l'électricité pour un industriel de taille importante varie de 0,13 à 0,30 F/kwh selon les pays et les régions.

Le mercredi 1er avril dernier, les ministres du G8, réunis à Moscou, se sont d'ailleurs engagés à promouvoir dans les vingt prochaines années des marchés de l'énergie ouverts et concurrentiels, jugeant qu'il s'agissait là du meilleur moyen de satisfaire les besoins des consommateurs.

Pour le marché du gaz, l'ouverture à la concurrence est organisée sur dix ans.

Les clients industriels consommant plus de 25 millions de m3 par an et par site, seuil ramené à 15 millions de m3 par an après cinq ans et à 5 millions de m3 par an après dix ans, outre -on l'a dit- les producteurs d'électricité à partir de gaz, (quelle que soit leur consommation annuelle), ont accès au réseau.

S'agissant des producteurs d'électricité, il faut préciser que, dans le but de garantir l'équilibre de leur marché de l'électricité, les Etats membres peuvent indiquer un seuil d'éligibilité qui ne peut être supérieur à celui, susmentionné, applicable aux clients finals.

L'ouverture du marché doit être égale au minimum à 20 % de la consommation nationale annuelle de gaz à la date d'entrée en vigueur de la directive, 28 % après cinq ans et 33 % après dix ans. La directive prévoit cependant que si cette définition conduit à une ouverture immédiate supérieure à 30 % (38 % après cinq ans, 43 % après dix ans), les Etats concernés peuvent modifier son application de façon à réduire l'ouverture de leur marché à cette valeur.

Sur cette base, l'enjeu de cette ouverture à la concurrence pour notre secteur gazier peut être appréhendé comme suit :


Quand ?

Sont éligibles ceux qui consomment plus de :

Part de marché concernée en France (en volume)

Nombre de clients éligibles en France

Au plus tard en février 2000

25 millions de m3

20 %

100

A partir de février 2003

15 m de m3

28 %

300

A partir de février 2008

5 m de m3

33 %

700

L'ouverture à la concurrence du secteur gazier sera donc un peu plus étalée dans le temps (dix ans, contre cinq pour l'électricité), un peu plus tardive (puisqu'elle a été adoptée après la directive sur l'électricité et sera transposée en droit national après cette dernière), un peu moins importante au début (20 %, contre 25 %), mais tout autant à terme, c'est-à-dire en 2008. N'oublions pas, en outre, qu'il s'agit là de l'ouverture minimale du marché, l'application des critères d'éligibilité pouvant entraîner un degré de concurrence supérieur à ces chiffres.

Enfin, ici aussi, la Commission européenne est chargée d'établir un rapport sur le marché intérieur du gaz et sur la mise en oeuvre de la directive, dans le but de permettre au Conseil et au Parlement européen d'adopter des dispositions de nature à améliorer ce marché et qui deviendraient effectives dix ans après l'entrée en vigueur de la directive.

Désignation d'une autorité de régulation indépendante

L'une et l'autre des directives prévoient que chaque Etat membre doit désigner une autorité compétente, indépendante des parties, pour régler les litiges relatifs aux contrats, aux négociations et au refus d'accès au réseau, sans préjudice des droits d'appel prévus par le droit communautaire. Ils doivent instaurer des mécanismes conformes au Traité contre tout abus de position dominante, en particulier au détriment des consommateurs, et tout comportement prédateur.

*

* *

Une telle mise à plat en termes comparatifs des principales dispositions des directives sur le marché intérieur de l'électricité et du gaz naturel était nécessaire pour permettre d'en appréhender les contours et les enjeux, et de prendre ainsi la mesure du défi européen que notre politique énergétique doit prendre en considération.

Les Gouvernements français successifs ont oeuvré, avec une continuité qui mérite d'être saluée, pour que l'ouverture du marché de l'électricité et du gaz soit progressive et néanmoins réelle, qu'elle permette une large application du principe de subsidiarité, reconnaissant les missions de service public des opérateurs du secteur et respectant les organisations électriques et gazières présentes dans chaque pays, en particulier en France.

Il n'en reste pas moins que l'évolution et l'intégration du marché entraînent une dépendance accrue par rapport aux choix énergétiques effectués par chacun des Etats membres. Il nous faut en avoir conscience, et faire preuve d'une extrême vigilance dans les négociations éventuelles et ultérieures.

C. LE DÉFI NUCLÉAIRE

C'est dans ce contexte de libéralisation progressive que la France abordera une phase stratégique de sa politique énergétique, à savoir la décision concernant le renouvellement éventuel de son parc nucléaire à l'horizon 2020. D'ici là, l'industrie nucléaire risque de vivre des années difficiles que d'aucuns n'hésitent pas à qualifier de véritable " traversée du désert ".

En dépit de cette période critique, si un certain nombre de conditions sont réunies, l'énergie nucléaire continuera d'apparaître comme une alternative incontournable aux énergies fossiles.

1. La problématique du renouvellement du parc nucléaire français

Le parc de 58 réacteurs nucléaires de la filière à eau pressurisée (d'une capacité totale de 60.000 Mégawatts) permet de satisfaire 82 % de la consommation française d'électricité.

Ce parc présente deux caractéristiques majeures (il est jeune et largement dimensionné) qui emportent des conséquences quant à la place future qu'occupera l'énergie d'origine nucléaire dans le paysage énergétique français à l'échéance de son renouvellement et à l'avenir de l'industrie concernée.

a) Un parc relativement jeune et largement dimensionné

La construction des centrales nucléaires françaises a été engagée voici une vingtaine d'années sur la base d'une hypothèse prudente d'une durée de vie de 25 ans. La bonne tenue technique et la disponibilité du parc semblent permettre désormais d'envisager la prolongation de sa durée de vie et de la porter au minimum à 40 ans, sous réserve cependant que les autorités de sûreté autorisent leur exploitation au-delà de 30 ans, autorisation qui ne saurait être donnée qu'au cas par cas, et de période en période. Cette tendance est d'ailleurs partagée par d'autres pays : c'est ainsi que les Etats-Unis viseraient une durée de vie de 40  à 60 ans pour leurs centrales et le Japon, de 40 à 70 ans.

La date à laquelle les décisions lourdes concernant le renouvellement ou le remplacement du parc électronucléaire risque donc d'être repoussée. Mais, il ne faut pas pour autant tarder à arrêter une décision de principe concernant ce renouvellement.

Alors que viennent d'être couplées au réseau les centrales de dernière génération de Chooz et de Civaux, les besoins de nouveaux équipements lourds, en France, apparaissent pour le moment inexistants jusqu'à cet horizon de 2020.

En effet, notre parc nucléaire est largement dimensionné. Cette situation s'explique par deux raisons principales : d'une part, la croissance de la consommation d'électricité s'est avérée plus modeste que prévu et, d'autre part, la disponibilité du parc a nettement dépassé les prévisions (elle s'élève, en effet, à 82,6 % en 1997, contre 73 % il y a 10 ans).

L'ouverture de la production d'électricité à la concurrence, les perspectives de développement de la production par des opérateurs autres qu'EDF, notamment par le biais de la cogénération entraînera, en outre, l'installation de nouvelles capacités de production.

Mais à l'inverse, elle renforcera les opportunités pour EDF d'exporter son électricité chez nos partenaires européens. Il faudra, pour ce faire, que des solutions soient trouvées afin que ses exportations ne soient pas handicapées par la limitation des capacités de transport.

L'horizon des premiers besoins de nouveaux équipements de production d'électricité " en base " (plus de 6.400 heures) risque de se trouver pratiquement confondu avec celui du renouvellement du parc nucléaire existant, à savoir probablement 2020.

Il nous faut cependant assurer la continuité de la filière nucléaire et ne pas laisser s'installer la " traversée du désert " que les industries voient se profiler à l'horizon.

b) Le risque d'une " traversée du désert "

A l'échéance de 2020, un certain nombre d'incertitudes obscurcissent l'horizon :

Au plan économique, l'énergie nucléaire sera-t-elle toujours compétitive ? On peut le penser pour les usages dits de " base ". Mais, qu'en sera-t-il pour les usages dits de " semi-base " ? Tout dépendra de l'évolution des coûts relatifs des différentes énergies et des tensions éventuelles concernant les approvisionnements en énergies fossiles.

Au plan politique et social, la question suivante est fondamentale : quel sera le degré d'acceptation sociale de l'énergie nucléaire dans 20 ans ?

- Ceci est largement lié aux questions environnementales : comment réduire les émissions des gaz provoquant l'effet de serre ? Saura-t-on poursuivre l'amélioration de la sûreté des installations et gérer l'aval du cycle nucléaire, en particulier les déchets ?

Toutes ces interrogations amènent à penser qu'à défaut de pouvoir prévoir avec certitude les modalités du renouvellement du parc nucléaire, nous devons préparer ce dernier. Le préparer signifie nous donner les moyens d'être prêts à apporter les solutions les plus crédibles aux questions énergétiques qui se poseront dans les termes de demain.

Dans cette perspective, la prise en compte de l'enjeu industriel apparaît fondamentale.


Recevant peu de commandes, les constructeurs ne risquent-ils pas, en effet, d'éprouver de grandes difficultés à maintenir la compétence de leurs chercheurs, de leurs bureaux d'études et de l'ensemble de leurs équipes, ainsi que leurs moyens de production spécifiques ?

Pendant cette période, l'enjeu sera donc de :

- préserver les compétences industrielles ;

- maintenir la sûreté des installations existantes ;

- préparer le réacteur du futur, qui doit être à la fois compétitif et sûr ;

- améliorer la gestion des déchets nucléaires.

On étudiera, ci-après57(*), comment on pourrait satisfaire à ces objectifs essentiels.

2. L'énergie nucléaire, comme alternative incontournable aux énergies fossiles sur la planète

La France ne sera pas isolée dans ses choix et elle pourra contribuer à valoriser les atouts du nucléaire dans une politique de développement durable de la planète.

Le secteur nucléaire français n'est pas le seul à être confronté à des difficultés majeures58(*).

Il s'avère cependant indispensable que l'option nucléaire reste ouverte. C'est d'ailleurs ce que conclut le rapport qu'un groupe d'experts indépendants a rendu, en janvier 1998, au Secrétaire général de l'OCDE sur " l'énergie nucléaire à l'OCDE : pour une démarche intégrée " :

L'option nucléaire est un atout indéniable pour les pays de l'OCDE, qui leur permettra d'affronter un avenir incertain. La prudence veut que cette technologie reste une option réaliste et qu'elle fasse partie intégrante des débats sur une politique énergétique durable "

Encore faut-il, comme le souligne le Commissariat Général du Plan, que les problèmes de sûreté, d'acceptabilité et de compétitivité puissent être résolus.

Par ailleurs, si la capacité nucléaire se réduisait d'ici 2020 dans la zone OCDE, ce déclin devrait être compensé par les accroissements de capacités attendus en Asie et dans les pays de l'Est.

Il faut, en outre, avoir conscience que, sur la planète, tant l'explosion des besoins énergétiques59(*) que les contraintes environnementales rendront inéluctablement nécessaire le recours à l'option nucléaire.

Ce recours sera d'ailleurs facilité par le fait que les réserves mondiales d'uranium sont abondantes et relativement bien distribuées à travers le monde (près de 30 % en Asie-Océanie, 24 % dans l'ex-URSS, 21 % en Afrique et près de 18 % en Amérique du Nord).

Le défi concernant l'avenir de l'énergie nucléaire concerne l'ensemble de la planète, ceci d'autant plus que les risques qui sont liés à ce type d'énergie sont globaux. Il se décline de façon spécifique en France, dans la mesure où notre pays est celui où l'énergie nucléaire joue le plus grand rôle dans la production d'électricité, assurant ainsi une indépendance énergétique que sa quasi absence de matières premières ne lui aurait pas permis d'atteindre autrement.

TITRE II -

QUELLE POLITIQUE ÉNERGÉTIQUE
POUR LA FRANCE DE DEMAIN ?
CHAPITRE I -

S'ADAPTER À L'ÉVOLUTION DES CONTRAINTES

I. IL SERAIT " SUICIDAIRE " DE REMETTRE EN CAUSE LES AXIOMES ACTUELS

Les fondements de notre politique énergétique expliquent sa réussite. C'est pourquoi notre pays ne saurait renoncer aux principes qui ont inspiré cette politique.

L'ouverture à la concurrence du marché énergétique est une réalité mondiale. Loin de condamner la conduite d'une politique énergétique au plan national, elle la rend au moins aussi nécessaire.

A. NE RENONÇONS PAS AUX AMBITIONS DE LA NATION

Le contexte juridique et économique a beaucoup évolué depuis que les pouvoirs publics ont organisé le secteur énergétique de façon à satisfaire les besoins de la reconstruction, après guerre, puis à faire face au défi du choc pétrolier, en 1974.

Certes, on pourrait considérer qu'à de nouvelles contraintes correspondent de nouveaux objectifs tant en termes environnementaux, qu'économiques et sociaux.

Mais l'enjeu central reste le même. Il s'agit toujours de permettre aux entreprises -mais aussi à l'ensemble des citoyens d'accéder à l'énergie la plus sûre et la plus compétitive possible.

Aussi, les impératifs d'hier : l'indépendance énergétique de la Nation et son excellence technologique, demeurent.

1. L'indépendance énergétique doit rester prioritaire.

L'indépendance énergétique de notre pays n'est d'ailleurs que relative. Elle ne s'élève, en tout état de cause, qu'à 49,60 %. Elle n'est, en outre, jamais acquise. Bien au contraire, l'Union européenne sera en situation de dépendance énergétique croissante d'ici 2020.

Elle demande, en définitive, une vigilance et un effort sans relâche.

C'est pourquoi votre Commission d'enquête n'adhère pas au discours de ceux qui sont tentés d'extrapoler la situation actuelle -qui reste satisfaisante- et jugent que l'on peut désormais largement s'exonérer des contraintes qu'imposerait une telle priorité.

2. L'excellence technologique demeure impérative

Les industries nucléaire, pétrolière et gazière constituent des pôles d'excellence majeurs pour la France. Prenons donc les mesures nécessaires pour qu'ils le demeurent demain.

Pour ce faire, il faut poursuivre nos efforts de recherche-développement dans ce secteur, en prenant de plus en plus en considération les impératifs environnementaux. Dans cette perspective, les nouvelles technologies permettant d'économiser l'énergie, de produire une énergie plus sûre et moins polluante ou concernant les énergies renouvelables doivent être développées non seulement au profit de notre territoire, mais aussi en vue de conquérir des marchés étrangers. Elles peuvent, en effet, constituer un formidable vecteur d'exportations.

B. MAINTENONS UNE POLITIQUE ÉNERGÉTIQUE NATIONALE

D'aucuns -surtout chez nos partenaires européens d'ailleurs- défendent l'idée que l'on pourrait s'affranchir de toute politique énergétique nationale dans la mesure où l'ouverture croissante du secteur à la concurrence et la montée en puissance de l'Europe en ce domaine la rendrait désormais inutile.

Votre commission d'enquête ne souscrit pas à une telle démarche et estime que l'on ne peut faire confiance aux seules forces du marché ou s'en remettre à la seule politique européenne pour ce qui concerne un secteur aussi fondamental et stratégique que l'énergie.

1. On ne peut faire confiance aux seules forces du marché

La libéralisation des marchés électrique et gazier -après celle plus ancienne des secteurs du pétrole et du charbon- devrait faciliter l'accès à certaines ressources en mobilisant de nouveaux acteurs, permettre des réductions de coût et une amélioration du service rendu aux consommateurs.

Elle pourrait cependant inciter les opérateurs à privilégier les investissements ayant des temps de retour très courts et, a contrario, les décourager de réaliser les investissements lourds nécessaires au développement du secteur -telles que des centrales nucléaires- ou certains projets plus modestes mettant en oeuvre des technologies aujourd'hui non rentables -dans le domaine des énergies renouvelables, par exemple.

C'est pourquoi, il apparaît indispensable que les pouvoirs publics continuent à fixer les objectifs à atteindre et s'assurent notamment que les moyens mis en oeuvre garantiront la sécurité d'approvisionnement.

C'est aux pouvoirs publics qu'il appartient de déterminer les règles du jeu et de prévoir les modalités de la régulation du marché60(*), en s'assurant de la réalité et de la loyauté de la concurrence qui s'y exerce.

2. On ne peut s'en remettre à la seule politique européenne

Les institutions européennes modèlent aujourd'hui largement l'environnement juridique et économique du secteur, que ce soit par le biais des directives de libéralisation des marchés de l'électricité et du gaz naturel, par l'édiction de règles concernant les carburants ou les moteurs automobiles, par les programmes de recherche mis en oeuvre ou par les relations bilatérales (avec les pays de l'Est, par exemple) ou multilatérales (comme lors du sommet de Kyoto).

Elles ne disposent cependant pas de compétences spécifiques en matière de politique énergétique. Ceci nuit à la définition d'une politique globale et favorise la mise en oeuvre de mesures résultant de points de vue spécifiques (concurrence, environnement, etc.)

On ne peut cependant le regretter tout à fait, car cela résulte du souhait légitime des Etats membres de conserver la maîtrise de cet aspect stratégique de leur politique économique. En outre, ceux-ci connaissent des situations extrêmement variées tant en termes de ressources que d'organisation du secteur et affichent des intérêts parfois divergents de ceux de leurs partenaires. C'est ainsi, par exemple, que les Etats membres producteurs de pétrole et de gaz ont défendu des positions très différentes de celles des pays consommateurs à l'occasion des négociations sur les directives sur le marché intérieur de l'électricité et du gaz.

Aussi, convient-il à la France de mener sa stratégie propre, tout en contribuant autant que possible à l'harmonisation des politiques européennes en ce domaine.

II. LES PRINCIPES DEVANT GUIDER NOTRE POLITIQUE ÉNERGÉTIQUE

A. UNE POLITIQUE ORIENTÉE VERS LE DÉVELOPPEMENT DURABLE

Le concept de " développement durable ", mis à l'honneur depuis le début des années 1990, est fondé sur la prise en compte de l'avenir des générations futures. Il défend l'idée, qu'il est nécessaire d'exprimer, selon laquelle l'économie doit être développée au bénéfice des générations présentes sans que le coût pour les générations futures en soit inacceptable.

Deux attitudes s'opposent à cet égard : celle des maximalistes pour lesquels, partout où c'est possible, la protection de l'environnement doit primer ; et celle des économistes pour lesquels cette primauté est valable tant que la préférence des individus pour la croissance reste inférieure à celle qu'ils ont pour la sauvegarde de leur environnement.

Votre commission d'enquête a intégré ces deux positions en recherchant, dans une attitude responsable et réaliste, la position moyenne consistant à encourager les agents économiques à prendre en compte les conséquences de leurs actions sur des tiers61(*) et l'environnement par le biais d'une juste tarification, et, ainsi, à adopter des comportements dont le coût est pris en charge sans compromettre le développement et le profit.

1. " Ne pas faire payer à nos petits-enfants notre confort d'aujourd'hui "

La politique énergétique doit préserver l'avenir des générations futures. C'est une des préoccupations majeures des jeunes, comme en témoigne l'article 3, relatif à l'environnement, de la Charte du jeune citoyen de l'an 2000 adoptée par trois cents adolescents réunis au Sénat le 28 mars dernier dans le cadre de l'opération " Sénateurs-Juniors ".

La planète est en danger ! Contre les pollueurs, il faut envisager soit des sanctions plus lourdes, soit des mesures réellement incitatrices. Une des priorités de la recherche doit porter sur les énergies nouvelles. Des moyens conséquents doivent être attribués à ces recherches. Il faut développer la prévention et l'information surtout chez les jeunes. Des mesures donnant la priorité aux énergies non polluantes pourraient être adoptées : avantages fiscaux pour les utilisateurs, circulation alternée, développement des équipements pour les deux roues en ville. Mais le plus grand enjeu nous paraît être celui du nucléaire et de la gestion des déchets. Il est absolument nécessaire, dès maintenant, de faire des choix pour l'avenir. Cela impose un débat national dans lequel les jeunes doivent avoir leur mot à dire. "

Une politique énergétique orientée vers le développement durable doit s'appliquer à mettre en oeuvre trois principes :

- la préservation de l'environnement ;

- la conservation du stock de ressources énergétiques ;

- la satisfaction des besoins de mise à niveau et de développement des pays.


Il s'agit non seulement de promouvoir les modes de production énergétiques les moins polluants, mais également de réserver l'utilisation des ressources fossiles aux seuls usages pour lesquels il n'y a pas d'alternative afin de prolonger leur durée de vie au profit des générations futures.

Ces principes ont l'avantage d'être parfaitement compatibles puisqu'une utilisation plus modérée des hydrocarbures ou du charbon à des fins de combustion pour produire de l'énergie a pour corollaire une moindre émission de gaz carbonique.

Enfin, la protection de l'environnement passe nécessairement par un effort soutenu en faveur des énergies renouvelables et par un maintien de la filière nucléaire, seules sources d'énergie non polluantes susceptibles de venir remplacer les centrales thermiques traditionnelles. A cet égard, une gestion optimale des déchets nucléaires issus de cette filière doit pouvoir préserver la planète pour les générations futures62(*).

Le principe de conservation des ressources énergétiques épuisables peut, quant à lui, être mis en oeuvre à travers quatre types d'actions :

- la gestion rationnelle des ressources énergétiques fossiles : il s'agit de préserver le pétrole pour des usages essentiels comme la pétrochimie, les installations mobiles ou le secteur des transports, et le charbon pour la carbochimie ;

- l'accroissement de l'efficacité énergétique : il s'agit de faire en sorte que notre consommation énergétique augmente moins vite que le produit intérieur brut. Un tel objectif peut être atteint à travers une meilleure gestion de l'énergie et une maîtrise de la consommation ;

- le développement des carburants de substitution : de nombreuses alternatives au pétrole existent pour propulser les véhicules (électricité, gaz naturel, gaz de pétrole liquéfié, biocarburants).  Il convient de continuer les recherches dans ces domaines ;

- la promotion d'une politique des transports moins " énergivore " : il convient ainsi de redonner la place qui leur incombent aux transports ferroviaire et maritime par une tarification adéquate (prise en compte des externalités positives de ces deux modes et, inversement, incorporation des externalités négatives résultant des transports routiers dans le prix de ces derniers par une politique fiscale appropriée) et d'encourager l'utilisation des transports collectifs par tous les moyens et notamment par une politique tarifaire incitative.

2. Ouvrir l'éventail des possibles afin de préserver l'avenir

Essentiellement axée vers la recherche de l'indépendance énergétique, la politique énergétique menée jusqu'à présent a eu paradoxalement pour effet de rendre la France dépendante d'une seule source de production de l'électricité et d'encourager les usages d'une électricité produite en abondance et accessible à bas prix là où d'autres sources énergétiques auraient dû garder la primeur (chauffage, notamment). La France a, en effet, fait le choix d'une solution portée par un seul acteur centralisé, EDF, pour exorciser le risque de pénurie énergétique, alors que les autres pays ont une opinion mobilisée en faveur de la recherche de solutions décentralisées. Même la Suède qui a fait un choix similaire à celui de la France, a limité à 50 % la part de l'électricité produite par le nucléaire.

L'existence du programme nucléaire - qui est un beau succès de la politique industrielle et énergétique française - a aussi eu, selon le Commissariat Général du Plan dans son rapport d'évaluation de la politique de maîtrise de l'énergie conduite de 1973 à 199363(*), certains effets négatifs :

- un effet d'éviction : l'ampleur des investissements consacrés au nucléaire a sans doute freiné les décisions publiques d'investissements en faveur du développement d'autres sources énergétiques (énergies renouvelables notamment) et de la maîtrise de la consommation ;

- un effet de surcapacité de production d'électricité qui a durablement réduit l'intérêt économique qu'il peut y avoir à optimiser les modes de production électrique sur le territoire et à économiser l'électricité ; cette surcapacité a, en outre, encouragé les usages " concurrentiels " de l'électricité (chauffage, eau chaude) ;

- un effet démobilisateur de l'opinion publique qui a été convaincue de ce que notre pays dispose ainsi d'une énergie centralisée, propre et abondante : elle a été moins sensibilisée à la maîtrise de l'énergie que dans les pays qui n'ont pas voulu du nucléaire.


Selon le Commissariat Général du Plan, ces effets, qui ont contribué à réduire l'éventail des sources énergétiques en France, ont été accentués par la politique de péréquation des tarifs progressivement mise en place par EDF, sans intervention du législateur, dans les années soixante en France métropolitaine, puis étendue en 1975 dans les départements d'outre-mer. Une semblable péréquation tarifaire, qui n'existe dans aucun pays dans lesquels la commission d'enquête a eu l'occasion de se déplacer, a eu pour résultat de faire disparaître des niches géographiques où des énergies renouvelables auraient pu fournir de l'énergie thermique moins coûteuse que l'électricité (solaire thermique et bois, notamment) si elles ne subissaient pas la concurrence d'une électricité subventionnée.

Selon M. Michel Colombier, membre de l'International Consulting on Energy64(*) :" Il apparaît ainsi qu'un client souscrivant un abonnement EDF de 12 kVA pour une utilisation étendue au chauffage et à l'eau chaude bénéficie par le biais de la péréquation tarifaire d'une subvention de 1 800 à 2 000 francs par an. Cette péréquation dissimule aux yeux des clients d'EDF, comme à ceux des décideurs, les coûts effectifs de la desserte électrique rurale et l'intérêt qu'il pourrait y avoir à envisager une réorientation des politiques énergétiques en milieu rural. Elle engendre la situation paradoxale dans laquelle on constate une consommation basse tension de l'électricité des habitants ruraux supérieure d'environ 30 % à celle des urbains, ce qui s'explique en partie par la pénétration plus forte du chauffage électrique à la campagne qu'à la ville. "

Or, les énergies concurrentes, notamment le bois ou le solaire, devraient trouver en milieu rural un terrain naturel d'expression et des conditions économiques favorables à leur développement. Le développement du gaz pourrait aussi être encouragé : GPL (gaz de propane liquéfié) dans les communes isolées, et gaz naturel dans les communes rurales où le réseau s'étend parfois aujourd'hui et où il est paradoxal de voir s'affronter en concurrence l'électricité et le gaz quand le réseau gazier doit être amorti, alors que le réseau électrique nécessite d'être renforcé.

Dans les départements d'outre-mer, en Corse et, plus marginalement, en métropole, les technologies décentralisées de production d'électricité (photovoltaïque, éolien, petits générateurs) se révèlent également très rapidement rentables, en alternative avec l'établissement de nouveaux réseaux de distribution d'électricité dans les zones les plus périphériques.

Pour l'instance d'évaluation de la politique de maîtrise de l'énergie précitée, " une telle conception d'un service public égalitaire de l'électricité est peu légitime pour les usages non spécifiques de l'électricité65(*) et s'exerce au détriment des zones géographiques auxquelles elle entend bénéficier : si au nom de la solidarité nationale il est légitime de compenser le handicap que subissent certaines zones dans leur approvisionnement énergétique, il est indûment coûteux d'apporter cette compensation en privilégiant une énergie (l'électricité) qui comporte moins de valeur ajoutée locale que ses concurrentes dans le domaine des énergies renouvelables ".

Au total, ouvrir l'éventail des possibles ne signifie pas uniquement, comme le déclare le ministre de l'industrie, garder toutes les options ouvertes (nucléaire, gaz utilisé en " cycle combiné ", charbon) afin de disposer du maximum de possibilités quand les choix stratégiques seront à formuler. Cela implique également de traiter les questions liées à la distorsion tarifaire induite par la péréquation et l'uniformité de la politique commerciale d'EDF sur le territoire afinde :

Développer des moyens de production électrique décentralisés lorsque ceux-ci peuvent contribuer au bilan énergétique dans de bonnes conditions économiques.

Votre commission d'enquête approuve l'initiative du Fonds d'amortissement des charges d'électrification (FACE) consistant à réserver sur son budget une enveloppe (100 MF en novembre 1994) spécifiquement dédiée au financement d'opérations de maîtrise de la demande d'électricité ou d'électrification décentralisée à partir de sources renouvelables, en alternative aux interventions classiques sur le réseau. Il est ainsi proposé aux collectivités de promouvoir et de financer des opérations innovantes dès lors que celles-ci se révèlent moins coûteuses que la réponse " classique " par le biais d'un développement du réseau. Il convient toutefois que cette action soit relayée par EDF.

De promouvoir les sources d'énergie thermique (géothermie, gaz naturel, GPL, cogénération, photovoltaïque...) qui peuvent être mis en oeuvre de manière décentralisée

On peut approuver à cet égard l'obligation faite à Gaz de France de desservir, dans un délai de trois ans, les communes qui seront inscrites au plan de desserte gazière institué par l'article 35 du projet de loi portant diverses dispositions d'ordre économique et financier voté par le Sénat le 7 mai dernier.

De mettre en place une politique du logement qui préserve le choix des Français en matière énergétique (conduites de cheminées, disponibilité du gaz)

Il faut néanmoins être conscient que les sources d'énergie alternatives ne peuvent, à horizon visible, se substituer en quantité à l'électricité d'origine nucléaire, les clients d'EDF ayant fait des choix d'équipements consommateurs d'électricité (électroménager, chauffage, eau chaude...) qui génèrent une saturation des capacités sur le départ basse tension qui les alimente et qu'il serait délicat et coûteux de remettre en cause. Il semble dès lors nécessaire d'adopter une démarche qui chercherait à accompagner les clients EDF au fur et à mesure de leurs choix d'équipement (construction neuve, rénovation, achat d'appareils électriques...) et les inciterait à opter pour des solutions individuellement et collectivement plus satisfaisantes. Il appartient à EDF de valoriser les opportunités offertes par le changement technique et de répondre aux besoins diversifiés des territoires et des consommateurs, dans l'esprit d'un service public attentif à la fois à la satisfaction des clients et à la prise en compte des externalités négatives attachées à l'exercice de son activité.

B. UNE POLITIQUE ÉQUILIBRÉE

1. Répondre simultanément aux exigences du court et du long termes

a) Tenir compte des contingences du marché et de l'évolution des coûts relatifs des énergies

La politique énergétique française ne peut pas ignorer - au prétexte qu'elle aurait choisi la filière nucléaire comme instrument principal de ses buts -, les conditions économiques de rentabilité des équipements. Il convient en particulier de tenir compte des coûts relatifs des énergies avant de prendre toute décision nous engageant pour l'avenir.

A cet égard, l'étude réalisée par la Direction du gaz, de l'électricité et du charbon (DIGEC) du ministère de l'industrie, tous les trois ans, sur les coûts de référence de la production électrique donne des indications précieuses sur les coûts comparés de production de l'électricité.

La dernière étude réalisée en 199766(*) révèle ainsi que, si la plupart des filières de production d'électricité ont vu leurs coûts de production diminuer, le nucléaire reste aujourd'hui un choix solide pour la production d'électricité de base67(*), même si cette filière peut être concurrencée par les cycles combinés au gaz si les prix se maintiennent à un niveau durablement bas. Le nucléaire présente ainsi l'avantage d'être moins dépendant des fluctuations du marché.

Néanmoins, l'étude fait valoir que le maintien de la compétitivité de la filière du nucléaire sur le long terme dépendra non seulement des améliorations que pourront apporter les réacteurs du futur, mais aussi de la capacité de l'opérateur à mettre en oeuvre un programme comportant un nombre suffisant de tranches avec une cadence d'engagement régulière.

L'étude indique, par ailleurs, que le cycle combiné au gaz ressort clairement comme le moyen de production le plus compétitif pour la " semi-base ", c'est-à-dire pour des durées d'utilisation annuelle moyennes. Elle souligne cependant que si cette filière devait acquérir une place non négligeable dans le cycle de production, ce qui est probable, cela risquerait d'engendrer des contraintes de stockage du gaz.

En tout état de cause, le renforcement de la position des cycles combinés sur la semi-base se ferait au détriment du charbon, bien que la filière du " lit fluidisé circulant "68(*) puisse conserver un intérêt en termes de diversification du parc de production et pour se prémunir contre une hausse du prix du gaz. En dessous des durées de fonctionnement justifiant l'appel aux cycles combinés au gaz, l'étude précise que les moyens de production les plus compétitifs sont les turbines à combustion au gaz ou bien, pour la pointe proprement dite, au fioul domestique.

Enfin, l'étude considère que la production décentralisée d'électricité constitue une diversification intéressante du parc de production. Elle approuve la cogénération, pourvu qu'existent des besoins de chaleur à proximité, mais relève que le développement des turbines à vapeur à contre-pression fonctionnant au charbon - qui présentent une excellente compétitivité pour un fonctionnement en base - est limité par le nombre de sites capables d'absorber de la vapeur en quantité. En outre, les turbines à gaz fonctionnant en cogénération sont compétitives en base et en semi-base à partir d'une certaine taille, alors que les installations plus petites ne conservent un intérêt que par l'économie du coût de transport et de distribution de l'électricité qu'elles permettent de réaliser. Il apparaît enfin que les aérogénérateurs peuvent devenir compétitifs à l'horizon 2005 sur des sites très bien ventés.

Il convient toutefois de nuancer les résultats de cette étude en précisant qu'elle ne prend pas en compte l'ensemble des coûts sociaux et environnementaux (" externalités "), qui, bien que difficilement quantifiables, sont particulièrement importants. Ainsi, outre qu'il contribue à la sécurité des approvisionnements, le nucléaire présente un intérêt majeur en termes de réduction des émissions de polluants atmosphériques et de lutte contre l'effet de serre et constitue un facteur de stabilité des coûts. A l'inverse, il convient de prendre en compte l'impact environnemental en termes d'économies de pylônes induit par la mise en oeuvre de moyens de production décentralisés.

Il est essentiel que cette étude constitue le document de base à partir duquel pourront être effectués les choix de l'avenir en matière d'équipements énergétiques.

b) Donner la priorité à la recherche

Pour pouvoir mettre à profit les observations de l'étude de la DIGEC, il convient de poursuivre les efforts de recherche afin de préserver la compétitivité de la filière nucléaire dans le futur et les compétences de nos chercheurs.

Plus généralement, afin de maintenir toutes les options ouvertes et de diversifier nos modes de production, il nous faut poursuivre les recherches parallèlement dans les autres secteurs, en particulier pour développer les technologies respectueuses de l'environnement.

2. Adopter une vision " multi-prismes " de la politique énergétique

L'expérience passée nous a appris que la politique énergétique ne pouvait être abordée sous l'angle unique de l'indépendance énergétique ou de la sûreté des approvisionnements, sauf à sacrifier la compétitivité de l'économie, les préférences des consommateurs et, dans le cas de la France, la diversité des sources d'énergie.

De même, une politique énergétique abandonnée au jeu des seules forces économiques, afin d'assurer l'approvisionnement des consommateurs au meilleur prix, est réductrice et dangereuse puisque le marché ignore les enjeux géopolitiques (risques de rupture des approvisionnements en provenance des zones politiquement sensibles) et néglige le long terme (épuisement des ressources fossiles, dégradation irréversible de la planète résultant de leur combustion).

Bref, une politique responsable de l'énergie ne consiste pas seulement à satisfaire les besoins de la collectivité nationale en énergie au moindre coût et en évitant les risques de rupture d'approvisionnement.

Il est désormais admis qu'une politique énergétique doit s'efforcer de prendre en compte un ensemble de facteurs sensibles et d'atteindre une série d'objectifs qui présentent la difficulté de ne pas être compatibles entre eux : ainsi, la libéralisation des marchés visant à garantir le meilleur prix aux consommateurs conduira les producteurs à se porter vers les ressources énergétiques les plus accessibles et souvent les plus nuisibles à l'environnement. La même politique n'encouragera pas les consommateurs à maîtriser leur consommation si l'énergie est abondante et bon marché.

Il revient de ce fait à la puissance publique, grâce à une vision multi-prismes, d'utiliser tous les moyens à sa disposition pour rendre compatibles des objectifs a priori contradictoires. Ainsi, tout en organisant un marché ouvert et concurrentiel, pour influer sur les prix de l'énergie au mieux de l'intérêt des consommateurs, les responsables publics peuvent, par l'intermédiaire de la fiscalité, des aides publiques ou de la réglementation, promouvoir le développement des énergies renouvelables, taxer les énergies polluantes ou encourager les économies d'énergie, dans l'optique du développement durable.

Si les hydrocarbures ou le charbon constituent à l'heure actuelle les énergies les plus compétitives, c'est que leur prix, fondé sur leur relative abondance, n'intègre pas deux facteurs fondamentaux : leur caractère polluant (externalité négative) et leur nature épuisable. Une solution pourrait résulter d'une tarification incluant ces deux facteurs (éco-taxe) qui permettrait de rééquilibrer leur prix relatif par rapport à des ressources énergétiques moins polluantes ou renouvelables, ce qui constituerait une incitation au développement de ces dernières. Il va de soi qu'une telle politique ne peut être menée qu'à un niveau supranational, afin de ne pas perturber les compétitivités relatives des différents pays. Un État qui pratiquerait seul la vertu ne pourrait survivre longtemps à la concurrence d'États moins scrupuleux.

3. Mieux associer les citoyens et leurs représentants aux décisions publiques et mieux les informer

a) La politique énergétique doit prendre en compte les aspirations des Français

La politique énergétique ne peut ignorer les préférences des Français en matière énergétique. A cet égard, l'enquête du Centre de recherche pour l'étude et l'observation des conditions de vie (CREDOC) sur les " attitudes et opinions des Français vis-à-vis de l'énergie ", réalisée à la demande d'EDF et de l'Observatoire de l'énergie en 1995, est d'un grand secours.

Cette étude révèle que, pour la première fois depuis quinze ans, le gaz naturel supplante l'électricité en tant que source d'énergie idéale pour le chauffage. Dans les faits, il occupe déjà la première place dans l'équipement de chauffage des Français (29 %) devant l'électricité et le fioul (22 %). Interrogés sur leur préférence " dans l'absolu " en matière de chauffage, 39,5 % des Français optent pour le gaz (soit un gain de 2,5 points par rapport à 1994), 21 % favorisent l'électricité (perte de 3,7 points en un an) et 17,6 % choisissent le fioul-mazout (progression d'un point).

La préférence pour le gaz naturel est encore plus nette si l'on questionne les Français sur " la source d'énergie idéale, en tenant compte du coût " : il recueille alors 46 % des citations, loin devant le fioul (21 %), le bois (14 %) et l'électricité (11 % soit le plus bas niveau depuis dix ans). 31 % de ceux qui sont chauffés à l'électricité se convertiraient volontiers au gaz naturel (contre 23 % en 1994). Si le confort d'utilisation reste la principale qualité de l'électricité (appréciée par 36 % des personnes interrogées), le coût est son principal défaut, souligne l'étude. Enfin, toujours dans l'absolu, 82 % des sondés souhaiteraient un mode de chauffage individuel.

b) Il convient d'associer le Parlement aux choix de politique énergétique

Il est courant de dire que la filière nucléaire française s'est développée sans véritable débat public, à l'ombre des laboratoires de recherche civils et militaires. Néanmoins, il faut admettre que le programme civil de centrales nucléaires décidé dans les années 1970 dans le contexte de crise de l'énergie, n'a que très progressivement déclenché des réactions d'opposition.

Si les responsables de ce secteur technologiquement très pointu n'éprouvaient guère le besoin de s'expliquer devant l'opinion, c'est peut-être d'abord parce que les fonds dépendaient directement des autorités politiques. Mais c'est aussi parce que l'information était considérée comme trop technique pour que la discussion et le débat sur la place publique soient d'une quelconque utilité.

Il convient toutefois de noter que le Parlement a toujours eu la possibilité de s'opposer aux décisions effectuées en matière de politique énergétique - ne serait-ce qu'en ne votant pas les crédits du ministère de l'industrie - même s'il ne pouvait réellement revenir sur un choix qui nous engage sur le long terme, compte tenu de la lourdeur des investissements et de la durée des amortissements.

Votre commission d'enquête considère que les pouvoirs publics seront d'autant plus conduits à justifier leurs décisions à l'avenir qu'ils seront moins légitimes à agir dans un secteur de plus en plus dépendant des forces du marché. Il faudra donc qu'ils redoublent d'explications et de transparence pour faire comprendre que la politique énergétique doit également s'efforcer de préserver l'indépendance de la Nation, mais aussi s'attacher à économiser les ressources et à protéger la planète.

Elle estime qu'il est essentiel d'associer le Parlement à ce débat pour valider des choix fondamentaux pour l'avenir de notre pays.

c) Il convient de dépassionner le débat sur le nucléaire en informant mieux les Français de l'ensemble des risques

Les Français en ont peu conscience : les risques potentiels liés à la radioactivité sont loin de n'être liés qu'à l'énergie nucléaire. La radioactivité, outre qu'elle existe à l'état naturel, résulte aussi d'activités médicales, industrielles ou de transport....

Cependant, en matière d'énergie nucléaire, la prise en compte du principe de précaution exacerbe la demande sécuritaire dans un contexte où la non-existence d'un risque ne peut être démontrée de manière plausible.


Il est ainsi significatif de constater que le moindre incident nucléaire, aussi bénin soit-il, fait aussitôt les titres de la presse, alors même qu'il ne fait souvent courir aucun danger pour la sûreté ou la santé des personnes. Une telle attitude résulte certes de l'ignorance de la population à l'égard des phénomènes radioactifs, qui ne lui permet pas de relativiser les informations dont il est fait état dans la presse, mais aussi des difficultés de communication des questions scientifiques. Ces difficultés conduisent à déléguer la réflexion à des experts, ce qui entraîne un déficit de démocratie.

Le professeur Charpak déclarait ainsi devant votre commission d'enquête avec beaucoup de bon sens que " lorsqu'il y a 120 morts à cause du gaz, on le regrette mais on ne condamne pas le gaz. En revanche, s'il y avait 120 morts à cause de l'énergie nucléaire, cela condamnerait le nucléaire. Or, il n'y a pas eu un seul mort à cause du nucléaire depuis la mise en place de la filière en France. "

Il n'est pourtant pas difficile de faire tomber le voile de l'ignorance en informant les Français sur les risques de l'exposition de l'homme aux rayonnements ionisants. Certes, en matière nucléaire, les scientifiques ne parlent que de probabilités, de hasard et d'incertitudes, mais il est essentiel de faire comprendre au public que l'ignorance est informative. Il convient d'apprendre aux Français à comprendre un message probabiliste. Parmi les contre-pouvoirs, les médias ont un rôle déterminant. Encore faut-il que la façon dont ils présentent les éléments d'information soit pédagogique et ne cherche pas la sensation ou la polémique à tout prix.

Il revient ainsi aux médias de relayer le message de Roland Masse, ancien directeur de l'Office de protection contre les radiations ionisantes (OPRI) selon lequel " aucune étude épidémiologique, aucun effort de compréhension des mécanismes moléculaires sous-jacents, aucune expérimentation animale dans le domaine des risques induits, aucun effort de limitation des expositions n'ont atteint la qualité et le caractère exhaustif de ce dont se sont dotées la recherche dans tous les pays nucléaires puis la réglementation internationale en matière de radioprotection".  Le Comité international contre les radiations (CIPR) recommande ainsi de limiter les expositions des travailleurs à 50 millisieverts par an, et 100 millisieverts sur cinq ans, et l'exposition générale à un millisievert par an en plus des radiations naturelles et médicales.

COMMENT MESURER LA RADIOACTIVITÉ ?

· Pour caractériser une source radioactive, on mesure son activité, c'est-à-dire la quantité de radiations émises. L'unité d'activité est le becquerel : un becquerel représente une quantité de radiation est l'activité. Il correspond à une désintégration par seconde.

· On doit aussi caractériser la dose reçue par l'organisme, appelée dose absorbée. Pour cela, on mesure l'énergie déposée quand les radiations traversent cet organisme. L'unité de dose absorbée est le gray (Gy) : un gray est égal à un joule par kilogramme. La source émet aussi des becquerels et l'organisme reçoit des grays.

· L'évaluation des doses étant compliquée, on a décidé de convertir les doses absorbées en sievert (Sv). Le sievert est une mesure de dose de radioactivité pour l'homme. Il est censé tenir compte des différentes nocivités des rayonnements, sur la base de données expérimentales. En principe, un nombre donné de sieverts a le même effet cancérigène, quel que soit le type de rayonnement. On dit que le sievert est l'unité de doses efficace. L'avantage de la mesure en sievert est qu'elle permet d'estimer la dose totale à Hiroshima et Nagasaki où il y avait à la fois des gamma et des neutrons.

Par précaution, on part de l'hypothèse extrêmement sévère selon laquelle le risque imputable aux rayonnements existe quelle que soit la dose reçue. Or, sur cette base, seuls 70 cancers peuvent être attribués aux sources industrielles sous toutes leurs formes sur 150.000 cancers déplorés chaque année. 7.000 peuvent être dus à l'irradiation naturelle et 4.000 aux irradiations médicales. Encore convient-il de préciser que si les 150.000 cancers sont bien réels, les cancers attribuables aux rayonnements proviennent d'extrapolation non vérifiables à partir de données épidémiologiques obtenues dans des populations exposées dans des conditions de doses et de débits de dose en général beaucoup plus élevées que celles rencontrées dans l'environnement quotidien.

L'encadré ci-après indique, par ailleurs, que l'industrie nucléaire ne contribue que pour 0,4 % aux radiations subies par l'homme au cours d'une année (que l'on estime à environ 2,4 millisievert) et dont la majeure partie est d'origine naturelle (radon contenu dans le sol, rayons cosmiques, aliments). L'autre partie est surtout due aux expositions médicales, les autres expositions d'origine humaine (essais nucléaires aériens, accidents...) représentant des doses très faibles.

LES RADIATIONS ET L'HOMME

Chaque Français reçoit en moyenne 2,4 milliSieverts/an, soit en moyenne :

- 1,00 mSv par le radon du sol,

- 0,55 mSv par les radiographies et autres traitements médicaux,

- 0,30 mSv par les matériaux de construction,

- 0,25 mSv par les rayons cosmiques,

- 0,25 mSv par les boissons et aliments, le corps,

- 0,05 mSv par d'autres sources dont :

- 0,02 mSv des retombées nucléaires militaires,

0,01 mSv de l'industrie nucléaire (réacteurs, retraitement, déchets, etc),

- 0,02 mSv de diverses sources (télévision, industrie, voyages en avion, etc).

Il faut noter qu'en se déplaçant de Paris en Bretagne, dans le Limousin, en Corse ou en Suisse, la dose de radiation que l'on subit est multipliée par deux en raison du sol granitique contenant thorium et uranium radioactifs (elle passe de 1,5 mSv/an à 3 mSv/an). Par ailleurs, la dose augmente avec l'altitude en raison des rayons cosmiques (la dose est multipliée par 2,5 à 2.000 mètres d'altitude). Ainsi, dans certaines régions du monde, la dose annuelle reçue par les populations peut atteindre 50 mSv. En revanche, si l'on habite près de la clôture d'un réacteur, la dose normalement reçue n'augmente que de 0,25 %.

d) Les risques liés aux autres énergies ou industries

· S'agissant de l'aval du cycle nucléaire, il est également utile de replacer les déchets nucléaires dans le contexte plus large des déchets produits par la France.

· L'encadré ci-après indique que la France ne produit par habitant et par an que 100 grammes de déchets nucléaires à vie longue ou très longue, conditionnés dans le verre ou le béton, soit 0,3 % des 32 kg de déchets fortement toxiques (métaux lourds, amiante...) produits chaque année par habitant. Ces derniers posent cependant un problème majeur pour le présent et pour les générations futures.

LES DÉCHETS NUCLÉAIRES ET LES AUTRES

La France produit environ 3 tonnes de déchets par habitant
et par an, soit : 180 millions de tonnes

dont :

- 1.700 kg de déchets inertes (terres, gravats, bois)

- 700 kg de déchets industriels inertes

- 500 kg de déchets ménagers

- 100 kg de déchets industriels spéciaux pour dépôts classe 1

dont :

. 32 kg de déchets fortement toxiques 2 millions de tonnes

à vie longue ou permanents (métaux lourds, amiante, etc...) (environ 1.500.000 m3)

. 1,5 kg de déchets nucléaires toutes catégories, y compris
démantèlement, conditionnés, dont :

- 0,1 kg de déchets nucléaires à vie longue ou très longue,
conditionnés dans le verre ou de béton
6.000 kg
(environ./ 2.400 m3)



Par ailleurs, le plutonium est certes toxique, mais la nicotine pure l'est encore plus à poids égal, sans parler d'autres substances biologiques. En outre, alors qu'un microgramme de plutonium est aisément décelable au compteur (2.300 becquerels), cela n'est pas le cas des autres substances toxiques.

Enfin, il n'est pas inutile de rappeler que les nuages radioactifs ne connaissent pas les frontières d'un territoire. Ainsi, quand bien même la France déciderait de fermer ses centrales, elle ne serait pas à l'abri des conséquences d'accidents nucléaires se produisant hors de ses frontières. Il semble alors plus judicieux de contribuer à la sûreté du parc de centrales nucléaires dans le monde en faisant bénéficier les pays souhaitant renouveler leur parc ou se doter de nouvelles centrales nucléaires de l'avance technologique française.

· En réalité dès sa naissance, l'industrie a consacré un nouveau danger : le risque technique. Aujourd'hui, nucléaire, chimie et transport/stockage de matières dangereuses sont les activités industrielles les les plus susceptibles de causer d'importants dommages sur les hommes, les biens et l'environnement. Mais les nouvelles technologies (biotechnologies, génie génétique) n'en sont pas exemptes. Pour ces activités dangereuses, nombre de mesures de protection sont prises, mais aucune d'entre elles ne peut garantir l'impossibilité absolue d'un accident. Nulle installation n'est à l'abri d'une erreur humaine, d'une défaillance mécanique, d'une vulnérabilité des multiples systèmes interdépendants ou interconnectés.

Rappelons nous, par exemple, l'accident de l'Amoco-Cadiz en 1978 ou la catastrophe de Bhopal en 1984 (qui a entraîné 2.300 morts et 170.000 blessés à la suite de rejets de pesticides sur cette ville indienne). Plus récemment, en avril dernier, un coup de grisou a tué 5 mineurs ukrainiens et une violente explosion de gaz a fait une vingtaine de blessés légers à Lyon.

N'oublions pas que toute activité humaine engendre risques et pollutions. Il nous faut donc arbitrer entre ces derniers.

L'énergie nucléaire s'avère bien moins polluante que d'autres sources d'énergie, mais également que d'autres industries (chimiques, notamment) généralement moins bien contrôlées qu'elle.

CHAPITRE II -

REFAIRE DE LA MAÎTRISE DE L'ÉNERGIE UNE PRIORITÉ

Il ressort du rapport d'évaluation de la politique de maîtrise de l'énergie menée de 1973 à 199369(*) que cette politique fut en réalité essentiellement conjoncturelle avec pour objectif premier de réduire à court terme la facture pétrolière dans la période 1974-1986 : l'ampleur des dépenses publiques de maîtrise de l'énergie a accompagné assez étroitement la variation des prix du pétrole.

Ainsi, si les 1,3 milliards de francs consacrés en moyenne chaque année à la maîtrise de l'énergie entre 1973 et 1986, ont permis à la France de réaliser des économies d'énergie de 1,5 % par an en moyenne sur la même période et pendant les trois années qui ont suivi70(*), la période 1991-1996 a enregistré une croissance de la consommation d'énergie supérieure de 0,5 % par an en moyenne à celle du PIB. De surcroît, la décroissance très rapide de la dépense publique à partir du contre-choc pétrolier a eu pour conséquence d'amplifier l'effet démobilisateur que la chute des prix du pétrole a eu sur l'attention spontanée portée par les consommateurs à l'optimisation de leurs décisions en matière d'utilisation de l'énergie.

Il est vraisemblable, selon l'instance d'évaluation, que l'efficacité de l'action publique aurait été supérieure, à dépense globale identique sur la période 1973-1993, si les aides avaient été plus constantes (une partie des aides à l'investissement de la période 1973-1986 étant transférée sous forme d'aides à la démonstration et d'aides à la décision après 1986). On doit aussi regretter que la fiscalité ait accentué les fluctuations des prix au lieu de les lisser (la baisse des prix s'est en effet accompagnée de la baisse de certaines fiscalités spécifiques aux produits énergétiques : fioul lourd, fioul domestique, gazole).

Enfin, l'instance met en évidence le contraste entre, d'une part, la très grande continuité de l'effort public en faveur du nucléaire et de l'effort privé d'investissement des grands producteurs d'énergie fossile, et, d'autre part, le caractère conjoncturel de l'impulsion publique en matière de maîtrise de l'énergie : les pouvoirs publics ont davantage réagi à court terme, pour accélérer le rétablissement de notre balance des paiements compromise par la facture pétrolière, sans réellement chercher à instaurer un meilleur équilibre à long terme, reflétant correctement le prix des ressources rares, entre les investissements consentis pour développer l'offre d'énergie et ceux consacrés à optimiser la demande.

Aujourd'hui, la libéralisation des marchés de l'énergie et les engagements que nous prenons au niveau international au titre de l'effet de serre rendent doublement nécessaire une politique énergique de maîtrise de l'énergie. La libéralisation des marchés risque en effet non seulement de tirer vers le bas les prix de l'énergie au détriment de l'utilisation rationnelle de l'énergie, mais aussi de conduire à terme à une réduction de la part du nucléaire. Or, même dans l'hypothèse la plus favorable d'un maintien du parc nucléaire à son niveau actuel, seul un effort conséquent de maîtrise de l'énergie pourra nous permettre de respecter les engagements résultant du sommet de Kyoto.

Une relance énergique de la politique de maîtrise de l'énergie doit également nous permettre de modérer une facture pétrolière en croissance. Il convient en effet de rappeler que si la France produit aujourd'hui 50 % de l'énergie qu'elle consomme, le secteur des transports dépend encore à 100 % du pétrole importé. Or, en 1997, la facture énergétique de la France s'est accrue de 8 % en raison notamment de la hausse de la consommation d'énergie dans les transports. De même, les livraisons de produits pétroliers ont fortement augmenté en mars dernier (+ 9,5 % pour le gazole, + 1,2 % pour les supers). Or, rien ne garantit que le prix du baril de pétrole se maintienne au très bas niveau qu'il a atteint depuis quelques mois.

Au total, il ne s'agit pas pour les autorités nationales de compenser par une action sur la demande les compétences qu'elles perdent dans le domaine de l'offre énergétique, mais bel et bien de brider la préférence des marchés pour le présent en intégrant dans le calcul des agents économiques des facteurs qu'ils sont spontanément amenés à négliger, à savoir le caractère fini des ressources utilisées, les risques d'approvisionnement et les atteintes à l'environnement.

Néanmoins, il ne faut pas se leurrer, les économies d'énergie restant à réaliser seront les plus difficiles et les plus coûteuses à obtenir.

I. REDÉFINIR UNE POLITIQUE DE MAÎTRISE DE L'ÉNERGIE

Trois types d'actions méritent d'être retenues :

la voie réglementaire ;

les aides à l'investissement ;

les aides à la décision.

Il convient de mener ces actions de front dans chaque secteur consommateur d'énergie, sans toutefois saupoudrer les efforts. Ainsi, votre commission d'enquête préconise de cibler les actions sur celles qui sont susceptibles d'avoir le plus fort levier en termes d'économies d'énergie, la priorité devant être réservée au secteur connaissant la plus forte progression des consommations énergétiques, à savoir le secteur des transports.

A. ENCOURAGER LA PRISE DE DÉCISION DANS L'INDUSTRIE

On estime que le gisement potentiel d'économies d'énergie dans l'industrie s'élève à 10 Mtep, soit 20 % de la consommation du secteur.

La réglementation71(*) impose des visites et des examens périodiques pour les grandes installations consommant de l'énergie thermique et la consultation préalable à la réalisation d'unités thermiques de forte puissance. Ainsi, un contrôle de la combustion et une mesure des rendements énergétiques sont-ils obligatoires, de même que le bon état du matériel destiné au transport et à la distribution d'énergie ou la vérification de la tenue du " livret de chaufferie ".

Dans son rapport d'évaluation, le Commissariat Général du Plan préconise de mieux cibler cette procédure sur les entreprises pour lesquelles elle serait le plus utile et les périodes où son efficacité pourrait être la plus grande. Elle suggère en outre de l'assortir d'un mécanisme incitatif pour les PME qui confieraient à un expert compétent, utilisant un cahier des charges approprié, l'expertise énergétique de leurs installations.

Par ailleurs, une procédure d'aide à la décision a été mise en place en 1983 afin de permettre à l'ensemble des établissements de réaliser des études de faisabilité préalables à une décision d'investissement. Or, si les grands groupes ont depuis longtemps intégré la gestion du poste énergie dans leurs stratégies de développement en développant des structures expertes en leur sein, la situation est plus contrastée pour les PMI. La plupart d'entre elles ne disposent en effet pas des compétences pour investir dans des équipements qui prennent en compte la maîtrise de l'énergie.

En conséquence, il convient de se réjouir de la décision récemment annoncée par le Gouvernement d'élargir la compétence des fonds régionaux d'aide au conseil (FRAC) à l'ensemble des audits énergétiques mis en place par les PMI (à l'exception de ceux qui sont obligatoires). Ces audits pourront être subventionnés par les FRAC à concurrence de 50 % (jusqu'à un plafond de 200.000 F).

Néanmoins, jusqu'au milieu des années 1980, les entreprises savaient qu'en investissant pour économiser l'énergie, elles pouvaient rentrer dans leurs frais en moins de deux ans. Aujourd'hui, compte tenu des bas prix de l'énergie, il faut compter un temps de retour de six à sept ans. Un temps suffisamment long pour mettre de tels investissements en concurrence avec d'autres, plus rentables.

C'est pourquoi votre commission d'enquête se félicite que le Secrétariat d'Etat à l'industrie ait demandé à l'ADEME et à EDF de systématiser leur soutien technique et financier aux entreprises désireuses de faire réaliser des diagnostics énergétiques dans trois domaines identifiés comme constituant un important gisement d'économies d'énergie (10 TWh soit un peu plus de 2 Mtep/an) : les moteurs à vitesse variable, la chaîne du froid et la gestion d'air comprimé. Un budget de 35 millions de francs est prévu à cet effet.

Notons cependant que s'il progresse par rapport à 1993 (10 millions de francs), ce budget est très éloigné de ce que l'ADEME et les agences qui l'ont précédée allouaient en 1985 à ces actions (146 millions de francs). L'instance d'évaluation précitée note, à cet égard, que le rétrécissement des moyens consacrés aux actions d'aide à la décision et d'information a eu pour conséquence de faire quasiment disparaître la profession d'ingénieurs-conseils dans ce secteur d'activité.

Il convient donc, comme le préconise l'instance d'évaluation, de restaurer un budget suffisamment conséquent pour entretenir une capacité d'expertise chez les consultants.

Enfin, rappelons que les entreprises qui investissent dans des matériels destinés à économiser de l'énergie ont la possibilité de pratiquer un amortissement exceptionnel sur 12 mois72(*). Cette disposition devrait prendre fin le 31 décembre 1998.

Votre commission d'enquête recommande la reconduction de cet amortissement exceptionnel, mais surtout la promotion auprès des entreprises afin d'en faire un véritable outil d'incitation à l'investissement économe et non un simple effet d'aubaine.

De même, les matériels destinés à économiser l'énergie bénéficient de plein droit d'une réduction de 50 % des bases d'imposition à la taxe professionnelle, qui peut être portée à 100 % sur décision des collectivités locales concernées. Cette disposition devrait également prendre fin en 1998.

B. POURSUIVRE LA RÉHABILITATION DES LOGEMENTS

Parmi les 3,5 millions de logements HLM existants en France, 13 % sont équipés en chauffage électrique. Environ 25 % de ces logements sont vétustes et ont une isolation insuffisante ou un bâti détérioré. Ces défauts conduisent à des consommations excessives d'électricité et peuvent être corrigés par des travaux de réhabilitation. La performance des installations de chauffage électrique dépend en effet de la qualité des installations, de la finesse des réglages, de la qualité du bâti et de l'isolation.

Une convention nationale signée le 3 novembre 1997 entre EDF et l'Union nationale des fédérations d'organisations HLM (UNFOHLM) a ainsi pour objet de réhabiliter 60.000 logements dans un délai de trois ans afin d'améliorer les performances du chauffage électrique.

Dans les 26.000 logements neufs à construire d'ici trois ans, l'objectif est d'atteindre des performances thermiques supérieures à la réglementation grâce à l'utilisation des techniques de pointe.

Il est également prévu de mettre en place un certain nombre d'outils et de services permettant d'optimiser les consommations dans les logements rénovés ou neufs : sous-comptage (séparation des consommations de chauffage et des autres utilisations), télérelève en milieu rural, installations spécifiques aux parties communes.

C. RENFORCER ET FAIRE RESPECTER LA RÉGLEMENTATION

Avec une consommation d'énergie primaire de 83,1 Mtep en 1996, le secteur résidentiel et tertiaire est le secteur économique le plus consommateur. Sa proportion dans l'énergie totale consommée en France est passée de 38,4 % en 1973 à 45,5 % en 1994. La consommation totale du secteur se décompose dans des proportions voisines de 2/3 pour les bâtiments d'habitation et de 1/3 pour le tertiaire.

Il faut, par ailleurs, noter que la part de l'électricité est passée de 22,5 % à 54 % de la consommation finale totale, dénotant une forte pénétration du chauffage électrique. Si une telle substitution a permis une diminution de la consommation unitaire moyenne de chauffage au m2, elle a accru les besoins en énergie primaire compte tenu du faible rendement de la production d'électricité73(*).

1. Renforcer la réglementation

a) Dans le secteur de l'habitat

L'habitat est, par excellence, un domaine où une action réglementaire est légitime dans la mesure où les intérêts du maître d'ouvrage et de l'utilisateur ne sont pas compatibles : ainsi, le maître d'ouvrage cherche à minimiser le coût de la construction au détriment du coût d'utilisation du logement sur le long terme. L'utilisateur subirait les conséquences d'un tel choix par une facture d'électricité et de chauffage accrue si la puissance publique ne venait y mettre bon ordre.

La réglementation thermique mise en place en 1974 définissait des exigences minimales d'isolation (toits, murs, planchers, vitrages, renouvellement d'air) peu élevées dans un premier temps, puisqu'elles entérinaient les bonnes pratiques professionnelles du moment, puis renforcées progressivement (en 1977, en 1982 puis en 1988).

Il convient de tenir compte des observations émises par l'instance d'évaluation sur l'efficacité des actions menées par voie réglementaire pour accroître l'efficacité énergétique de l'offre d'équipements ayant trait au logement.

Votre commission recommande de rendre obligatoires certaines normes plutôt que d'imposer une performance globale minimale en laissant au maître d'ouvrage le choix des moyens.

L'instance d'évaluation recommande ainsi la généralisation des doubles vitrages peu émissifs et marque une préférence pour l'isolation par l'extérieur.

Elle observe, en effet, que la réglementation qui a exigé un niveau minimum de rendement pour les chaudières au lieu d'instaurer une information obligatoire sur leurs performances n'a pas été suffisamment exigeante pour généraliser l'emploi des matériels les plus performants et stimuler le progrès technique. L'instance note à cet égard que la marque NF gaz est restée une marque " opaque ", classant les produits de façon binaire (bons ou mauvais), avec un critère peu sélectif pour l'obtention du label, ce qui n'a pas stimulé la concurrence.

A l'inverse, l'action réglementaire développée avec continuité de 1975 à 1988 pour améliorer l'efficacité énergétique des nouveaux bâtiments est un exemple d'action réussie qui a eu un impact marqué et rentable. Néanmoins, l'instance préconise de rehausser les exigences réglementaires qui n'ont pas été revues depuis 1988, malgré les progrès techniques qui ont été validés depuis lors. La France, qui se trouvait en avance en 1988, se voit ainsi aujourd'hui dépassée par ses voisins.

b) Dans le secteur tertiaire

La réglementation thermique de la construction d'immeubles " à usage non résidentiel " a été plus tardive que dans le secteur résidentiel (1976) et correspond à un niveau d'exigence moindre de 25 % environ.

Ainsi, contrairement à la réglementation adoptée dans les logements, celle s'appliquant au secteur tertiaire ne fixe une limite quantitative que pour les déperditions dans les parois, lesquelles sont appréciées par un coefficient volumique de déperdition qui doit être inférieur à un coefficient de référence déterminé pour un bâtiment géométriquement identique au projet, et tenant compte d'un certain nombre de facteurs (catégorie des locaux, type d'énergie utilisée, zone climatique, caractère de l'occupation...). A cette contrainte, s'ajoute l'obligation de respecter un certain nombre d'exigences en matière d'équipements : de régulation et de programmation du chauffage, de ventilation, de climatisation (lorsqu'elle est prévue), de comptage de l'énergie.

L'administration compétente justifie le caractère moins exigeant de cette réglementation, par rapport à celle régissant les locaux d'habitation, d'une part, par la difficulté de définir a priori par la réglementation les conditions d'une optimisation du couple investissement-exploitation, compte tenu de la plus grande complexité et diversité des locaux concernés et de leurs différents modes d'occupation, d'autre part, par le sentiment que les maîtres d'ouvrage sont plus avisés que les usagers des logements en matière d'optimisation de la dépense globale.

Or, en pratique, une étude réalisée à la demande de l'instance d'évaluation de la politique de maîtrise de l'énergie a permis de constater que 5 % seulement des opérations respectaient rigoureusement la réglementation. Toutefois, les exigences relatives à l'enveloppe sont mieux respectées que celles qui concernent les équipements.

Ainsi, la réglementation est aisément respectée en matière d'isolation, ce qui confirmerait l'intérêt d'un relèvement sensible des exigences réglementaires dans ce domaine. La dispersion des performances plaiderait quant à elle pour une meilleure prise en compte de certaines caractéristiques architecturales. Il conviendrait par exemple de prendre en compte les avantages résultant des apports solaires dans la détermination du coefficient de référence s'appliquant aux surfaces vitrées.

En revanche, les équipements sont soit de mauvaise qualité, soit mal utilisés. Ces manquements résultent davantage, selon l'instance d'évaluation, d'une mauvaise compréhension de la réglementation et d'une négligence dans son application que d'une volonté d'économiser sur l'investissement. De meilleurs résultats semblent pouvoir être obtenus par une réglementation plus descriptive qui fixerait par exemple les différentes catégories de surface de l'enveloppe (opaques, vitrées), ou qui exigerait le recours à des vitrages peu émissifs ou à des huisseries performantes à partir d'une certaine proportion de surfaces vitrées. Cette réglementation descriptive s'appliquerait également à l'éclairage, à la ventilation et à la climatisation.

Il convient donc, comme s'y est engagé le ministre de l'Equipement, des transports et du logement, devant votre commission d'enquête, d'harmoniser les exigences du secteur tertiaire au niveau de celles des logements individuels.

c) Dans les bâtiments de l'État

Les audits réalisés au ministère de la justice révèlent que la rationalisation de la gestion de l'énergie dans les bâtiments de l'Etat permettrait d'économiser au moins 10 % des consommations annuelles. Ce gisement d'économies n'a guère été exploité à ce jour en raison des difficultés de financement des opérations de maîtrise de l'énergie et d'une insuffisance des moyens humains consacrés à la gestion et à l'animation de ce programme.

En effet, le thème de la maîtrise de l'énergie ne mobilise en effet pas aujourd'hui les hauts fonctionnaires responsables du patrimoine public qui ont d'autres priorités. Seul le ministère de la justice a mené avec l'ADEME une action de formation afin de sensibiliser les gestionnaires du patrimoine aux économies d'énergie. En outre, les investissements nécessaires à la maîtrise de l'énergie se heurtent à la centralisation des crédits d'investissement et à l'absence de liens entre les budgets d'investissement et les budgets de fonctionnement.

Ainsi, alors que le programme français de prévention de l'effet de serre arrêté début 1995, prévoyait que l'ADEME consacrerait 10 millions de francs cette année-là à la promotion des économies d'énergie dans les bâtiments publics, les sommes effectivement déboursées pour cette action jugée prioritaire n'ont atteint que 2 millions de francs, contre 2,8 millions de francs en 1994.

L'instance d'évaluation suggère en conséquence que l'optimisation du budget énergie des bâtiments de l'Etat soit l'objectif prioritaire de l'ADEME et soit appuyé par un recours très large au crédit-bail, voire par la création d'une caisse de financement de ces investissements qui se rémunérerait sur les économies d'énergie réalisées. La procédure du crédit-bail est astucieuse en ce qu'elle permet la couverture de la charge financière des loyers par les économies d'énergie. Néanmoins, la loi du 2 juillet 1966 impose au crédit-bailleur d'être propriétaire des biens, ce qui est incompatible avec le principe d'inaliénabilité du domaine public. C'est en partie pour cette raison que la circulaire du 13 février 1991 qui autorisait déjà le recours au crédit-bail pour le financement d'équipements mobiliers économisant l'énergie n'a pas trouvé d'application. Il conviendrait en conséquence qu'une loi déroge au principe d'inaliénabilité en faveur des investissements de maîtrise de l'énergie, comme cela a déjà été fait pour l'informatique et les équipements portuaires.

Il est important, en effet, que l'Etat donne l'exemple dans ce domaine et que l'Agence démontre aux administrations concernées qu'il peut y avoir des économies d'énergie rentables malgré les bas prix de l'énergie.

Pour la construction de bâtiments nouveaux, il convient d'introduire, dans les règles applicables aux marchés publics, l'obligation de retenir l'offre qui a le coût global (investissement + exploitation) le plus faible et non le moins disant sur le seul poste investissement.

2. Mieux assurer le respect de la réglementation

Il ne sert à rien de rendre plus sévère la réglementation si celle-ci n'est pas appliquée. Or, l'instance d'évaluation a constaté un laxisme certain dans l'application des règlements concernant l'habitat.

L'instance d'évaluation juge ainsi particulièrement regrettable la quasi-absence de contrôle du respect de la réglementation thermique et note que des progrès substantiels pourraient être faits au plan énergétique, si l'administration de l'équipement et des transports acquérait une culture du contrôle.

Elle recommande que soit instauré un mode de contrôle systématique simplifié lors de la construction de maisons individuelles bénéficiant d'une aide à l'accession à la propriété (le label " qualitel " est nécessaire pour accéder à des financements privilégiés pour le logement locatif social).

De la même manière, les contrôles méritent d'être multipliés dans le secteur tertiaire où les exigences réglementaires concernant les équipements ne sont appliquées que dans 5 % des cas. En outre, des manquements entraînant une augmentation d'un tiers des consommations ont été relevés en matière de ventilation dans plus de la moitié des cas. Pour l'instance d'évaluation, le maintien en état de marche et la bonne utilisation des installations devraient pouvoir être contrôlés tout au long de la vie d'un immeuble.

L'instance regrette, à cet égard, que les fonctionnaires du ministère de l'équipement ne soient pas davantage impliqués dans les activités de contrôle et suggère que celles-ci soient assurées par des contrôleurs techniques rémunérés par les maîtres d'ouvrage, ainsi que cela se pratique déjà en matière de stabilité des bâtiments et de sécurité des personnes.

D. ACCROÎTRE LES EFFORTS DANS LE SECTEUR DES TRANSPORTS

Le secteur des transports a connu de 1973 à 1992 une croissance de sa consommation d'énergie voisine de celle de l'ensemble du PIB alors que celle de l'ensemble des autres secteurs stagnait jusqu'en 1986 et ne connaissait sur l'ensemble de la période qu'une croissance égale au tiers de celle du PIB.

Par ailleurs, la consommation de pétrole des autres secteurs a baissé de moitié quand celle des transports augmentait de moitié pour atteindre 61 % du total. Cette évolution résulte de la croissance de la mobilité74(*), elle-même liée à la croissance du PIB et à l'évolution des modes de vie et de production, et d'une augmentation de la part des modes de transport les moins efficaces sur le plan énergétique (la voiture particulière et l'avion pour les passagers, la route pour les marchandises).

En 1997, la facture pétrolière de la France s'est élevée à 97,4 Mtep, en hausse de 2 % par rapport à 1996 (contre un rythme d'augmentation annuelle moyen de 1 % sur les dix années précédentes). La quantité de pétrole consommé dans les transports a cru de 1,9 % en 1997 par rapport à 1996. Une telle évolution dénote une accélération de la tendance connue depuis 1993 (+ 1,5 %).

Enfin, la part des usages " non substituables " du pétrole (transports et usages non énergétiques) représente 64 % de la consommation totale et 69 % de la consommation finale (dont 50 % pour les seuls transports), ce qui introduit une rigidité structurelle.

Le graphique ci-après retrace la part des différents usages du pétrole :



Or, en dépit de l'augmentation continue de sa part dans la consommation de pétrole, le secteur des transports a fait l'objet de peu d'aides ciblées sur la maîtrise de l'énergie et a par contre été affecté par diverses politiques publiques en matière d'urbanisme, d'investissements en infrastructures de transport et de fiscalité. Le secteur des transports a ainsi bénéficié de moins de 10 % des interventions de l'ADEME.

Il convient donc d'y remédier par des actions renforcées en faveur du véhicule urbain, des comportements économes (utilisation des transports collectifs, réduction de la vitesse...) et des carburants de substitution.

1. Promouvoir des véhicules économes

a) Encourager la recherche en faveur des véhicules économes

Entre 1979 et 1988, deux programmes ont été successivement soutenus par l'ADEME dans le but de réduire la consommation des véhicules : les prototypes EVE de Renault et VERA de Peugeot visaient un gain de 25 % sur la consommation avec des technologies immédiatement disponibles ; puis, à partir de 1984, le programme " 3 litres " avait pour objet de produire des véhicules de performance et confort comparables aux véhicules bas de gamme mais ne consommant que 3 litres aux 100 km.

Mais, curieusement, le contre-choc pétrolier ainsi que l'amélioration des normes de sécurité et de pollution et la recherche d'un confort accru ont conduit les constructeurs à ne pas exploiter les résultats de ces recherches alors même que l'industrie automobile en était capable. A l'inverse, les efforts d'allégement ont été abandonnés et la puissance des moteurs est en hausse continuelle.

En conséquence, les consommations conventionnelles des voitures ne diminuent que peu depuis une dizaine d'années (de 1986 à 1996, - 2,8 % tous carburants confondus mais - 0,6 % pour l'essence et + 2 % pour le gazole75(*)). L'une des raisons pourrait être l'accroissement du nombre d'appareils auxiliaires, entraînant un alourdissement des véhicules. L'ADEME fait ainsi état d'une augmentation de la masse unitaire moyenne de + 9,1 % en dix ans pour les voitures à essence et de 1,7 % pour le diesel. L'obligation d'équiper les véhicules de pots catalytiques à partir de 1993 a probablement contribué à détériorer la situation. Les systèmes électriques entraînent aussi une augmentation de la consommation des carburants.

De très nombreuses solutions concurrentes sont néanmoins en cours d'essai chez les constructeurs pour économiser l'énergie et réduire les émissions polluantes : moteur à injection directe, carburants alternatifs, voire solutions plus futuristes comme les systèmes hybrides ou encore les moteurs électriques à piles à combustible.

Aux Etats-Unis, les recherches des constructeurs sur les motorisations hybrides ou à faibles émissions polluantes s'inscrivent dans le cadre du programme gouvernemental PNGV (partenariat pour une nouvelle génération de véhicules). Celui-ci prévoit la mise au point d'ici à cinq ans d'une berline pouvant rouler 80 miles avec un gallon d'essence (soit une consommation inférieure à 3,4 litres aux 100km).

Au Japon, la généralisation des moteurs à injection directe76(*), qui équiperont 85 % des modèles de Mitsubishi Motors dans moins de deux ans, la commercialisation à grande échelle par Toyota d'un véhicule hybride, mi-électrique, mi-essence (la " Prius "), une première mondiale, la naissance d'une gamme à faible émission chez Honda ou encore les efforts de Nissan témoignent de l'importance des considérations liées à l'environnement dans la stratégie des constructeurs japonais.

Le moteur diesel est enfin considéré comme une solution d'avenir par la plupart des constructeurs dans le monde pour faire baisser les consommations de manière significative. Plus efficace que son concurrent à essence, il rejette de surcroît 2,5 fois moins de monoxyde de carbone et 3 fois moins d'hydrocarbures. En revanche, il produit 2 fois plus d'oxydes d'azote et émet des particules considérées par nombre de scientifiques comme cancérigènes. Partout les investissements dans de nouvelles technologies diesel à injection directe, dite de haute pression, se multiplient, tandis que les ingénieurs travaillent sur les " pièges " à oxydes d'azote et sur des filtres à particules.

Devant la Commission européenne, l'association des constructeurs européens d'automobiles (ACEA) s'est engagée en avril 1998 à réduire les émissions de CO2. Elle compte pour cela sur un taux de diésélisation européen de 40 % en 2008.

Les constructeurs allemands se sont ainsi engagés à diminuer de 25 % l'ensemble des émissions polluantes d'ici à 2005 sur la base des chiffres de 1990 et ont déjà réussi à réduire les émissions de CO2 de 8 % au cours de ces six dernières années, notamment par la diminution de la consommation de carburants. Volkswagen consacre 40 % de son budget R&D moteur au diesel. Il espère être un des tout premiers à présenter un modèle consommant moins de 4 litres aux 100 km, un progrès rendu possible par l'allégement du véhicule grâce à un recours au magnésium.

Peugeot devrait commercialiser en octobre des véhicules Citroën Xantia et Peugeot 406 équipés de moteurs diesel HDI, dotés de l'injection directe à haute pression. Leur consommation devrait être réduite de 20 % par rapport à celle des moteurs diesel actuels grâce à l'injection directe du gazole à haute pression, directement dans la chambre de combustion. Une telle technique permet un allégement des structures de l'ordre de 22 %. Enfin, les émissions de gaz carbonique seraient réduites de 20 %, celles de monoxyde de carbone de 40 %, celles d'hydrocarbures imbrûlés de 50 % et celles de particules de 60 %.

En France, le programme PREDIT - programme de recherches en entreprises pour le développement et l'innovation dans les transports terrestres - a été renouvelé en 1996 pour une période de cinq ans. On peut cependant se demander si les aides qu'il prodigue sont suffisantes pour soutenir la concurrence des constructeurs japonais, allemands ou américains, eux-mêmes soutenus par leurs Gouvernements.

b) Rétablir la neutralité de la fiscalité

Jusqu'à présent, la puissance fiscale des véhicules qui sert d'assiette à plusieurs impôts comme la taxe différentielle sur les véhicules à moteur (" vignette ") ou la taxe sur les certificats d'immatriculation des véhicules (" carte grise ") était calculée en fonction de la cylindrée des véhicules ainsi que d'un coefficient caractérisant le mode de transmission. Or la formule permettant de déterminer cette puissance fiscale ne tenait pas compte des innovations technologiques apparaissant au fur et à mesure et permettant d'améliorer la puissance des véhicules à cylindrée inchangée. Il en résultait une déconnexion croissante entre la puissance réelle des véhicules et leur puissance fiscale.

Il faut donc se réjouir de la modification du mode de calcul de la puissance fiscale des véhicules77(*). Cette réforme, dont le Sénat est l'initiateur, devrait permettre de prendre en compte non seulement la puissance réelle des véhicules pour le calcul des chevaux fiscaux qui servent d'assiette à la vignette, à la carte grise ou à la taxe sur les véhicules de société, mais aussi les émissions de dioxyde de carbone. Les véhicules puissants, donc fortement consommateurs de carburants et fortement pollueurs, devraient s'en trouver pénalisés.

Par ailleurs, la consommation des véhicules et leur propension à polluer augmente avec l'âge des véhicules. Le tableau ci-après fait apparaître en effet qu'un véhicule de 8 huit ans consomme un litre de plus aux 100 km qu'un véhicule neuf.

Consommation des voitures particulières selon l'année de mise en circulation,
en 19941 (l/100 km)

Age des véhicules

Tous carburants

Essences

Gazole

1 an

7,1

7,9

6,6

2 ans

7,4

8,1

6,6

3 ans

7,3

8,1

6,6

4 ans

7,7

8,3

6,5

5 ans

7,7

8,4

6,4

6 ans

7,7

8,5

6,4

7 ans

7,8

8,4

6,7

8 ans

8,0

8,3

6,9

9 ans

8,4

8,7

6,5

10-11 ans

8,5

8,9

6,9

12-14 ans

8,9

9,2

7,0

15 ans et plus

9,6

9,8

8,2

1. Résultats non disponibles après 1994.

Or, la fiscalité des véhicules avantage les véhicules les plus anciens. Le tarif de la vignette est en effet réduit de moitié pour les véhicules de plus de cinq ans et devient symbolique au-delà de vingt ans, ce qui incite à conserver son véhicule le plus longtemps possible.

Il n'est donc pas étonnant de constater que le parc de véhicules français vieillit. Début 1998, son âge moyen atteignait en effet 7 ans contre 6,8 ans douze mois plus tôt. Parmi les 26 millions de voitures de tourisme, 62 % ont plus de cinq ans et 25% ont plus de dix ans !

Votre commission d'enquête se demande donc s'il ne serait pas opportun de revenir sur les dispositions fiscales relatives à la vignette qui ont été élaborées en 1956, indépendamment de toutes considérations énergétiques.

2. Améliorer les conditions d'utilisation des véhicules

Trois mesures méritent d'être rétablies ou encouragées pour améliorer les conditions d'usage des véhicules :

La présence, au moins dans les véhicules d'apprentissage de la conduite, de dispositifs indiquant la consommation instantanée de carburants (" économètres "), afin d'encourager l'apprentissage de la conduite " économique ".

Une telle mesure avait été rendue obligatoire pour tous les véhicules-écoles à partir du 1er janvier 1981, à l'exception des véhicules diesel pour lesquels le cahier des charges était relativement exigeant ; or, les écoles de conduite s'étant progressivement équipées de voitures diesel, la mesure a été vidée de son contenu avant d'être rapportée en 1991.

Constatant que les constructeurs étrangers proposent assez fréquemment des " éconoscopes " en option, votre commission d'enquête se demande si les progrès technologiques constatés dans le domaine de l'équipement électronique des véhicules ne permettrait pas aux constructeurs de généraliser, à faible coût, la présence de tels appareils dans les véhicules mis en circulation.

La régulation des feux

L'instance d'évaluation de la politique de maîtrise de l'énergie révèle que la loi de décentralisation a conduit à l'arrêt de la mise en place de systèmes de régulation du trafic en zone urbaine " pour l'amélioration du rendement énergétique des déplacements des véhicules en ville ", actions qui avaient été entreprises à partir de 1973. 70 % des carrefours à feux ne sont ainsi pas coordonnés entre eux. Un tel abandon résulte de la dispersion des responsabilités entre les différents échelons des collectivités et de l'incompatibilité des systèmes élaborés par un trop grand nombre de fournisseurs différents.

Or, de telles opérations, dont le coût est chiffré pour la ville de Caen à 6.000 F par tep/an économisée, sont éminemment rentables et pourraient engendrer de 500.000 à 700.000 tep par an d'économies d'énergie. Elles contribuent en outre à réduire la pollution, le bruit et la congestion du trafic.

Il conviendrait donc d'encourager les actions de régulation des feux dans le cadre du regroupement communal. De telles actions ne peuvent en effet être efficaces que si elles sont menées à l'échelon de l'agglomération, et non à celui des seules communes. En outre, de tels investissements méritent autant le soutien financier de l'Etat et de l'ADEME que les investissements tendant à améliorer le réseau routier et la sécurité.

Entretien et réglage des véhicules

L'instance d'évaluation épingle dans son rapport le manque d'empressement manifesté par la France dans la transposition de la directive européenne du 22 juin 1992 tendant à rendre obligatoires les contrôles techniques. Elle met néanmoins en doute la rentabilité de tels contrôles, rendus obligatoires depuis le 1er janvier 1994, en observant qu'ils visent plus à la sécurité des véhicules et à la réduction des émissions polluantes qu'à la réduction de leur consommation énergétique.

3. Promouvoir le véhicule électrique

Les véhicules standards capables de transporter 4 à 5 personnes sur autoroute à 130 km/h ne sont pas conçus pour la conduite en ville qui véhicule en moyenne 1,25 passager à très faible vitesse, à grand renfort d'énergie inutile.

A l'inverse, le véhicule électrique est non seulement silencieux et non polluant, mais aussi économe et simple d'utilisation. Ses performances de vitesse et d'accélération sont comparables à celles d'un véhicule moyen dans les zones urbaines. Son autonomie est certes très faible (autour de 100 km), mais rappelons que 80 % des trajets interurbains sont inférieurs à 50 km par jour.

Il est, en conséquence, pour le moins surprenant que les constructeurs aient tenté par leurs recherches de rapprocher le véhicule électrique d'un véhicule banal plutôt que de tirer profit des avantages du véhicule électrique comme véhicule " spécifiquement urbain ".

Il revient alors à la puissance publique de faire converger toute une série d'avantages fiscaux (vignette, TIPP, fiscalité de la location), tarifaires (stationnement), et réglementaires (stationnement, autorisation de circuler, normes de sécurité) pour permettre la segmentation du marché entre véhicules " banalisés " et véhicules spécifiquement urbains que le marché n'opère pas spontanément.

a) Des encouragements à prodiguer

Le précédent Gouvernement avait tenté d'encourager l'usage du véhicule électrique dans le coeur des villes et demandé aux collectivités publiques de montrer l'exemple.

Un accord-cadre signé en avril 1995 entre l'Etat, les constructeurs automobiles et Electricité de France prévoyait ainsi que 10 % des nouveaux véhicules urbains des services de l'administration devraient être électriques (soit au moins 1.000 véhicules). Le même accord-cadre prévoyait d'accorder une prime de 5.000 F à chaque particulier pour l'achat d'un véhicule électrique, EDF étant chargé de verser au constructeur une somme de 10.000 F par véhicule vendu. L'objectif de cet accord-cadre était de porter le parc de véhicules électriques à 100.000 unités en l'an 2000.

Outre ces primes, les acquéreurs de véhicules électriques bénéficient d'un certain nombre d'avantages récapitulés dans l'encadré ci-après.

LES AIDES AUX VÉHICULES ÉLECTRIQUES

Le dispositif de prime à l'achat institué en avril 1995 a été reconduit  jusqu'à fin 1998. Pour les deux roues, les particuliers reçoivent une aide de 2.000 F.

Par ailleurs, la loi de finances pour 1995 a permis un amortissement accéléré sur douze mois des véhicules électriques. La loi sur l'air de décembre 1996 a étendu cette mesure aux accumulateurs nécessaires au fonctionnement des véhicules électriques et faisant l'objet d'une facturation distincte (voir infra). Elle a également exonéré les entreprises de taxe sur les véhicules de société.

A ces aides s'ajoutent, dans nombre de villes, la gratuité du stationnement (en aérien) ainsi que de la recharge des batteries en parc de stationnement et une réduction, voire une exonération, de la " vignette ".

Quant aux collectivités, pour chaque véhicule électrique acheté, elles reçoivent de l'ADEME des primes de 2.000 à 16.000 F par véhicule selon la charge utile, ainsi que 2.000 F par deux-roues.

En dépit de ces dispositifs, le nombre de véhicules électriques n'atteint que 3.200 unités en France aujourd'hui, dont 1 150 chez EDF, la seule entreprise qui a converti 2 % de son parc automobile à la propulsion électrique.

Entre juillet 1995 et juin 1997, l'administration publique n'a acquis que 150 véhicules électriques sur 1.800. Il reste donc à en mettre en service 850 autres d'ici l'an 2000, soit près de 300 par an. Quant aux particuliers, ils n'ont acquis que 2 % des véhicules électriques mis en circulation.

Il semble, en effet, que le dispositif de la prime ait été lancé alors que l'appareil industriel n'était pas encore prêt et que les constructeurs automobiles étaient mobilisés sur la vente de véhicules thermiques encouragée par les primes " à la casse ". Ils n'ont en conséquence guère investi en information et en promotion.

Pour expliquer le faible empressement des collectivités locales, on évoque leur recours préférentiel à l'achat de véhicules d'occasion pour constituer leur parc automobile.

Aujourd'hui, un effort de relance du véhicule électrique est d'autant plus urgent que l'annonce par Toyota du lancement de la fabrication de sa voiture électrique hybride " Prius ", à la cadence de 2.000 véhicules par mois, montre que la France a pris du retard. Or, nul ne sait quel modèle sortira de l'usine de Valenciennes...

Il convient dès lors de mobiliser tous les moyens pour faire connaître aux Français les avantages du véhicule électrique : sa souplesse d'utilisation, son caractère quasi-indestructible (un moteur électrique est prévu pour tourner pendant 1 million de kilomètres), le faible coût de son emploi... Le véhicule électrique serait ainsi susceptible de se positionner sur le créneau de la deuxième ou de la troisième voiture ainsi que sur celui des très petits véhicules de liaison.

Le véhicule électrique pourrait aussi investir le créneau des petites livraisons urbaines (soit un potentiel de 40 à 100.000 véhicules) ainsi que les véhicules de transport collectif.

Il revient à l'Etat et aux collectivités territoriales de compenser son coût (une Peugeot 106 coûte près de 90.000 F et il faut compter 600 F de location mensuelle pour les batteries) par des incitations fiscales adéquates (stationnement gratuit, exonération de vignette et de carte grise...).

En octobre 1997, a été inaugurée à Saint-Quentin-en-Yvelines la première expérience mondiale de voitures électriques en libre-service avec un système de recharge par induction développé par EDF (Praxitèle). La Rochelle a suivi en lançant un système de voitures électriques en libre-service avec 50 véhicules accessibles grâce à une carte magnétique, disponibles 24 heures sur 24. EDF va créer une filiale de location de véhicules électriques destinés aux entreprises ou aux collectivités locales. Elle compte mettre en location 4.000 véhicules sur trois ans, sur l'ensemble de la France. Ces véhicules seraient ensuite revendus à un tarif attractif au grand public.

Les collectivités territoriales devraient, en outre, s'inspirer de l'exemple de la Communauté urbaine de Bordeaux qui affichera 75 véhicules électriques fin 1998. La Rochelle va également mettre en place un service de livraison de marchandises par véhicules électriques, l'objectif étant à court terme de n'avoir que des véhicules de livraison à propulsion électrique dans le centre-ville.

Enfin, il convient de multiplier les bornes de rechargement. Actuellement, 160 prises de recharge pour les véhicules électriques sont disponibles dans Paris. En 1997, 430 points de recharge ont été installés par EDF dans 22 villes.

Mais il ne suffit pas de montrer l'exemple et de compenser par des aides le surcoût d'un véhicule électrique par rapport aux véhicules thermiques, il convient également d'en améliorer les performances et d'en diminuer le coût. C'est le rôle des constructeurs.

b) Une technologie à perfectionner

Si les batteries au plomb semblent faire partie de la préhistoire du véhicule électrique, il a fallu 1985 pour voir utilisée la batterie Nickel-cadmium deux fois plus puissante que le plomb (55-60 Wh/k), mais aussi trois fois plus cher (4.000 F/kWh contre 1.300 F pour le plomb). Placées sous le capot ou dans le coffre, elles augmentent le poids du véhicule de plus de 200 kilos.

En 1997, a commencé une production pilote de batteries nickel-hydrure de métal qui ont une puissance de 65 à 70 Wh/k, ce qui, à poids égal, donne une autonomie supérieure de 30 %, soit 120 km. La génération suivante, c'est la batterie au lithium-ion qui recèle 120-140 Wh/k, soit deux fois plus de puissance que le nickel-hydrure de métal, ce qui porterait l'autonomie du véhicule à 200 km. Le coût de revient du lithium-ion n'est en outre que de 1.000 F/kWh.

EDF a ainsi noué une collaboration avec Bolloré Technologies pour développer les batteries lithium-polymère, cinq fois moins lourdes et deux fois moins volumineuses que les batteries au plomb. Ce type de batteries pourrait constituer une rupture technologique pour le stockage d'énergie.

Outre les véhicules hybrides essence-batteries, la combinaison de batteries conventionnelles et de piles à combustible rechargeables à l'hydrogène semble être la solution avancée pour répondre aux divers problèmes soulevés par les véhicules électriques : le manque d'infrastructures, l'autonomie et le prix. La pile à combustible permettrait en effet une autonomie de 400 km.

LA PILE À COMBUSTIBLE

Le principe de la pile à combustible est connu depuis 150 ans. C'est un convertisseur électrochimique qui fait appel à la réaction inverse de l'électrolyse. De l'oxygène et de l'hydrogène gazeux mis en présence produisent de l'électricité. Le sous-produit de cette réaction est de l'eau.

Dans l'automobile, les constructeurs travaillent sur la technologie PEMFC (Proton Exchange Membrane Fuel Cell). Cette solution fait appel à des composants actuellement très chers. La membrane qui joue le rôle d'électrolyte solide est en Nafion et coûte actuellement environ 40.000 F selon le CEA. Les plaques anodes et cathodes sont en graphite à 5.000 F pièce.

Selon les estimations du CEA, diverses améliorations pourraient faire baisser le prix d'une pile à combustible d'un facteur 100, la faisant alors passer sous la barre des 10.000 francs, objectif jugé " raisonnable " par l'industrie automobile.

Ford, Toyota et Mercedes ont récemment affiché leur intérêt pour la pile à combustible. Ford et Mercedes ont ainsi signé un accord avec le canadien Ballard, pionnier de cette technique et constructeur en 1993 du premier bus propulsé par une pile à combustible. Avec 420 millions de dollars injectés, Ford est le premier contributeur d'un programme qui pourrait déboucher sur la commercialisation d'un premier modèle vers 2004.

En France, un premier projet, cofinancé par l'ADEME, a regroupé PSA, Renault et le CEA. Deux programmes européens ont été lancés récemment : Fever avec notamment Renault et l'italien De Nora qui fournira les piles à combustible, et un autre dirigé par PSA avec le CEA et Hydro Gen. Les deux Français visent la réalisation de démonstrateurs roulants avant l'an 2000.

Néanmoins, nombre de problèmes devront être réglés avant de voir cette technologie mise sur le marché, et en particulier le choix de la source d'hydrogène.

4. Encourager les carburants de substitution

Pour anticiper les tensions potentielles sur le marché de l'énergie et plus particulièrement des carburants, mais également pour lutter contre la pollution induite par les rejets, il convient d'offrir des alternatives à l'essence et au diesel. A long terme, le véhicule électrique mais aussi les biocarburants issus des cultures énergétiques semblent offrir des perspectives intéressantes. A plus court terme, les carburants dérivés des combustibles fossiles (GPL et GNV) séduisent davantage les consommateurs.

Les carburants reformulés peuvent être directement utilisés en substitution aux carburants conventionnels, alors que le GPL et le GNV nécessitent certaines adaptations sur les véhicules.

Ces filières font l'objet d'incitations fiscales depuis 1991 pour les biocarburants, depuis 1996 pour le Gaz de pétrole liquéfié (GPL) et depuis 1997 pour le véhicule électrique et le Gaz naturel pour véhicules (GNV).

RAPPEL DES DISPOSITIONS DE LA LOI SUR L'AIR
ET L'UTILISATION RATIONNELLE DE L'ÉNERGIE

La loi n° 96-1236 sur l'air et l'utilisation rationnelle de l'énergie du 30 décembre 1996 a prévu une série de dispositions fiscales incitatives en faveur des véhicules " propres " qui sont entrées en vigueur à compter du 1er janvier 1997 :

· Amortissement exceptionnel sur douze mois des véhicules neufs fonctionnant au moyen de l'énergie électrique, du GNV ou du GPL ;

· Amortissement exceptionnel sur douze mois des équipements spécifiques permettant l'utilisation de l'électricité, du GNV ou du GPL pour la propulsion des véhicules qui fonctionnent déjà au moyen d'autres sources d'énergie ;

· Amortissement exceptionnel sur douze mois des matériels de stockage, de compression et de distribution du GNV et GPL et des installations de recharge des véhicules électriques ;

· Exonération de la taxe sur les véhicules de société pour les véhicules électriques et roulant au GNV ou au GPL. Néanmoins, pour les véhicules bi-carburation fonctionnant alternativement au moyen de GPL et de supercarburant, la récupération de la taxe sur les véhicules de société est limitée à 25 % de son montant ;

· Remboursement aux exploitants de réseaux de transports publics en commun de la taxe sur le GNV et de la TIPP sur le GPL (dans la limite de 12.000 l/véhicule/an) ;

· Remboursement aux taxis de la taxe sur le GNV et de la TIPP sur le GPL (dans la limite de 6.500 l/véhicule/an) ;

· Remboursement de la moitié du coût des installations de systèmes agréés réduisant les émissions polluantes (jusqu'à 8.000 F/véhicule) ;

· Obligation de se doter d'un parc automobile composé à 20 % au moins de véhicules électriques, GNV ou GPL dans un délai de deux ans à compter du 30/12/96 pour les personnes publiques gérant une flotte de plus de 20 véhicules ;

· Obligation pour les flottes de plus de 20 véhicules des agglomérations de plus de 100.000 habitants de fonctionner à l'aide de carburants dont le taux minimum d'oxygène a été relevé.
Néanmoins, aucune filière des énergies de substitution n'est capable d'apporter seule une réponse satisfaisante, que ce soit en matière d'indépendance énergétique ou de lutte contre la pollution : les perspectives de chacune de ces filières ne représentent en effet que 6 à 7 % du marché. En conséquence, il convient de les développer simultanément.

Les ressources en GPL sont par exemple liées à la production de pétrole : elles sont donc très limitées en comparaison des ressources en gaz naturel et devraient même se tarir d'ici quelques années. Il ne s'agirait donc que d'un carburant intermédiaire, en attendant notamment l'avènement des véhicules GV, peu onéreux et disposant de stock mondiaux quasi inépuisables.

En conséquence, compte tenu du succès rencontré par le GPL, il semble aujourd'hui nécessaire de focaliser les efforts sur le GNV et sur le véhicule électrique dont la pénétration reste trop marginale.

Il convient enfin d'appeler l'attention sur les conséquences que ne manquera pas d'avoir une éventuelle harmonisation des taux d'accises sur les carburants au niveau européen.

En réponse à l'obligation de réexamen des taux minima d'accises sur les huiles minérales figurant à l'article 10 de la directive 92/82/CEE du 19 octobre 1992, le Conseil des ministres a en effet déposé en mai 1997 une proposition de directive restructurant la taxation des produits énergétiques.

Une telle directive, si elle était adoptée, contrarierait les mesures de relance du GPL dans notre pays en portant le niveau minimal de taxation de ce carburant de 100 euros/1.000 kg à 174 euros/1.000 kg en l'an 2000, alors que le niveau de taxation français est de 122,8 euros/1.000 kg.

En outre, la proposition élargit le champ de la taxation, réservé jusqu'à présent aux huiles minérales, à l'ensemble des produits énergétiques. Ainsi, s'agissant du gaz naturel, la directive porterait le niveau de taxation français de 2,9 euros/gigagoule à 3,5 euros/gigagoule en l'an 2000.

En revanche, la directive n'aurait pas de conséquence sur les niveaux français de taxation des supercarburants et du gazole, compte tenu des niveaux déjà très élevés de ces derniers.

a) Le GPL connaît un engouement croissant

Le GPL est un mélange de butane et de propane produit par raffinage du pétrole brut ou récupéré sur les gisements de pétrole ou de gaz naturel. Il offre un certain nombre d'avantages : prix hors taxes modéré (bien que supérieur à l'essence et au gazole), technologie éprouvée, logistique minimale de distribution existante, rejets toxiques réduits de 30 à 70 % par rapport au mieux réglé des moteurs à essence. Le test californien ULEV (Ultra Low Emission Véhicule) aurait même prouvé qu'une Clio-GPL avoisinait la performance zéro émission des véhicules électriques.

Néanmoins, l'installation du second réservoir entraîne un surcoût compris entre 12.000 et 19.000 F par véhicule. En outre, le moteur GPL s'accompagne d'une perte de puissance de 2 à 12 % par rapport au moteur à essence, ce qui accroît la consommation au kilomètre du GPL d'environ 20 %.

Pour compenser ces surcoûts, le GPL a bénéficié depuis 1996 de trois séries de mesures incitatives.

· L'article 20 de la loi de finances pour 1996 a tout d'abord procédé à une forte réduction de la taxe intérieure sur les produits pétroliers (TIPP) applicable au GPL puisque son taux est passé de 245,67 F par quintal à 74,34 F à compter du mois de janvier 1996. Cette mesure a permis de faire passer le prix du GPL de 4,70 F à 2,56 F à la pompe, soit un prix inférieur de 38 % à celui du gazole ;

· La loi sur l'air et l'utilisation rationnelle de l'énergie de décembre 1996 a ensuite permis l'amortissement exceptionnel sur douze mois de l'équipement spécifique GPL pour les véhicules bi-carburation et pour les véhicules neufs mono-carburation. Elle a par ailleurs prévu le remboursement de la TIPP pour les véhicules de transports publics dans la limite de 12.000 litres/an et pour les taxis dans la limite de 6.500 litres/an. Enfin, elle a permis une récupération de la taxe sur les véhicules de société à 25 % pour les voitures bi-carburation et à 100 % pour les véhicules mono-carburation.

· Enfin, la loi de finances pour 1998 a créé trois incitations nouvelles :
- elle a de nouveau diminué la TIPP sur le GPL de 8 %, ce qui représente une diminution de 6 centimes par quintal : le prix moyen d'un litre de GPL est aujourd'hui de 2,83 F contre 4,40 F pour un litre de gazole ou 6,17 F pour un litre de super sans plomb 95 ;

- elle a autorisé la récupération de la TVA à 100 % pour les véhicules de fonction et de société ;

- elle a permis aux conseils généraux d'exonérer de vignette les véhicules dits " propres " à partir de 1999.

Ces mesures ont permis une véritable renaissance d'un carburant dont le volume des ventes était tombé à 21.174 tonnes en 1995 (contre 66.000 en 1983). Les ventes sont ainsi remontées à 36.413 tonnes en 1996 (+71,97 %) puis à 80.000 tonnes aujourd'hui. De 20.000 en 1995, le nombre de véhicules équipés est passé à 40.000 en 1996 et à 70.000 en 1997. Il serait proche de 100.000 unités aujourd'hui, ce qui dénote un taux de croissance de près de 100 % par an.

Le nombre de stations délivrant du GPL est passé de 600 environ en 1995 à 900 début 1998, soit le même nombre qu'en 1992. On est toutefois encore loin du nombre record de 1.246 points de vente GPL recensé début 1986, au lendemain de l'autorisation alors donnée à la bi-carburation GPL/essence qui avait fait espérer un envol de la consommation du GPL. Les dispositions réglementaires relatives aux stations-service distribuant du GPL rendent en effet encore difficiles l'établissement de nouveaux postes de distribution en milieu urbain. Un allégement de ces contraintes est en cours de discussion avec les milieux professionnels.

Il faut cependant rapprocher ces chiffres des 600.000 véhicules roulant au GPL aux Pays-Bas, du million de véhicules italiens et des 250.000 taxis de Tokyo.

b) Le gaz naturel pour véhicules semble davantage réservé aux flottes captives

Le GNV possède des qualités environnementales incontestables (émissions de CO2 réduites de 25 à 30 % par rapport aux carburants traditionnels, émissions de dioxyde d'azote inférieures de 40 %, réduction des pollutions à froid) mais ses inconvénients ont pour l'instant réduit sa diffusion.

Outre le fait que la puissance des véhicules est réduite de l'ordre de 15 %, il est en effet nécessaire de stocker le GNV sous une pression de 200 bars (c'est-à-dire dix fois supérieure à celle nécessaire pour le GPL), ce qui implique l'utilisation de bouteilles lourdes et encombrantes.

De plus, pour avoir une autonomie équivalente à 100 litres d'essence, une réserve de 260 litres est nécessaire, ce qui explique que l'emploi du GNV est souvent réservé aux flottes d'utilitaires spécifiques. Soulignons cependant que la technologie de remplissage rapide est maintenant maîtrisée (un plein se fait en 4 à 7 minutes au lieu de 2 à 5 heures), ce qui constitue un avantage décisif sur le véhicule électrique.

Enfin, le coût d'adaptation global est bien plus important que pour le GPL : une station de compressage rapide coûte plus de 3 millions de francs, investissement injustifiable pour des flottes inférieures à 100 véhicules. Sans compter que le transport et la compression nécessitent des consommations d'énergie importantes.

Ces inconvénients n'ont pour l'instant pas permis le décollage du GNV en France en dépit d'un marché potentiel considérable (800 000 véhicules dans le monde en 1994) : il n'y a en effet que 17 000 véhicules roulant au gaz, dont 4 000 à la RATP, avec un renouvellement de 1 000 à 1.200 véhicules par an.

Renault Véhicules industriels a développé un véhicule roulant au GNV dont les bonbonnes de gaz sont installées sur le toit. Le constructeur vise le marché des flottes d'autobus et camions à ordures des grandes villes, soit 25 000 véhicules en France.

Il faut donc espérer que les dispositions fiscales de la loi sur l'air puis de la loi de finances pour 1998 (réduction de la taxe sur le gaz naturel de 65,17 à 60 centimes par 100 m3, soit une baisse de 5,8 centimes) soient suffisamment incitatives.

Le GNV est, en effet, une solution susceptible d'être rapidement mise en oeuvre dans la mesure où elle ne nécessite pas d'avancées technologiques majeures. Elle possède, en outre, l'avantage de s'appuyer sur une énergie pour laquelle les réserves sont plus abondantes et mieux réparties que le pétrole.

Compte tenu de la baisse de rendement du moteur qu'une telle technologie induit, il convient, dans une première étape, d'encourager son utilisation pour les flottes de véhicules légers circulant sur de petites distance, avant d'envisager une diffusion élargie aux voitures particulières.

Des expériences comme celle menée par la ville de Colmar, qui a annoncé récemment qu'en 1997 tous ses bus fonctionneraient au gaz naturel, méritent également d'être promues et encouragées. La ville de Colmar s'est en outre dotée d'une station de compression de 2 millions de francs qui sera accessible aux véhicules extérieurs à l'entreprise de transports fonctionnant au GNV. La RATP s'est quant à elle engagée à acheter 50 bus fonctionnant au GNV sur les 100 gazobus qu'elle compte mettre en service au plus tard à la fin du premier semestre 1999.

c) L'aquazole semble disposer d'atouts intéressants

Enfin, les expériences de Chambéry, de Lyon ou de Villefranche-sur-Saône, qui font confiance à l'aquazole pour faire fonctionner un certain nombre de leurs bus, méritent d'être examinées avec attention afin d'être multipliées si elles s'avéraient concluantes.

L'aquazole, mis au point par Elf, est composé à 85 % de gazole, à 13 % d'eau et à 2 % d'additifs. Il est utilisable sans modification du moteur et permet de réduire fortement les rejets polluants des bus78(*). Les fumées opaques et l'odeur désagréable qui accompagnent parfois le démarrage d'un bus sont ainsi pratiquement supprimés. Néanmoins, l'aquazole présente deux inconvénients : il fait baisser la puissance du moteur, ce qui entraîne un surcoût de consommation de 10%, et sa stabilité n'est pas assurée au-delà de six mois.

d) Les expérimentations sur les biocarburants doivent être poursuivies

Le blé, le colza, le maïs et la betterave peuvent subir des transformations chimiques afin de produire des esters méthyliques ou EMHV79(*) ou de l'ETBE80(*) produit à partir d'éthanol.

Dès 1987, la France a autorisé la fabrication de ces biocarburants destinés à être incorporé l'un, au gazole et au fioul domestique, l'autre, dans les essences. Les taux minimaux banalisés de mélange sont respectivement de 15% pour l'ETBE et de 5% pour les EMHV. Ces carburants biologiques permettent d'augmenter l'indice d'octane, autrement dit les performances du moteur, sans engendrer de pollution.

Il y a actuellement trois sites de production d'ETBE et 5 sites de production d'EMHV pour des surfaces cultivées de 203 200 hectares en 1997 (en baisse par rapport à 1996 où elles atteignaient 243 500 hectares).

Or, les biocarburants sont environ trois fois plus chers à produire que les essences ou le gazole issus du pétrole brut. Pour combler ce handicap, il a été décidé en 1991 d'exonérer partiellement les biocarburants de la taxe intérieure sur les produits pétroliers (TIPP), soit 3,29 F par litre d'éthanol et 2,3 F par litre d'ester. Une telle exonération est autorisée par la directive européenne 92/82/CEE du 19 octobre 1992 concernant l'harmonisation des structures des droits d'accises sur les huiles minérales, " dans le cadre de projets pilotes visant au développement technologique de produits moins polluants, notamment en ce qui concerne les combustibles provenant de ressources renouvelables ".

Le dispositif d'exonération partielle a néanmoins dû être réformé par la loi de finances rectificative pour 1997 pour prendre en compte certaines observations de la Commission européenne.

Cette dernière avait, en effet, condamné le dispositif fiscal français au motif qu'il constituait une " aide d'Etat " aux producteurs des matières premières agricoles et qu'il réservait le bénéfice de l'exonération aux biocarburants produits à partir de matières premières françaises, ce qui constitue une infraction aux règles de la concurrence. En outre, la Commission a estimé que le dispositif français excédait le stade expérimental du projet pilote.

Le Gouvernement français a, en conséquence, présenté à la Commission européenne un projet de refonte de la fiscalité des biocarburants qui rétablit l'égalité entre les producteurs français et les producteurs européens. Les agréments seront en effet attribués dans le cadre d'une " procédure d'appel à candidatures publiée au JOCE ". En outre, les autorités françaises devront fournir chaque année à la Commission le détail des unités de production agréées et les volumes agréés par unités de production. Enfin, la France a fait valoir que la production de biocarburants ne représentait qu'environ 1 % de la production de carburants d'origine fossile, ce qui confirmait le caractère " pilote " du dispositif.

Les deux filières ont beaucoup progressé depuis 1992, année de la défiscalisation. Entre 1993 et 1995, le nombre d'hectares de jachère plantés en colza-diester est passé de 31 500 à 238 000 hectares. En 1997, la production d'ETBE a représenté 89 % de la capacité autorisée. Le programme prévisionnel pour 1998 correspondrait à 205 000 tonnes, soit 96 % de la capacité actuelle autorisée. La production d'EMHV a représenté quant à elle 88 % de la capacité autorisée en France (277 300 tonnes). Dans l'optique du nouveau dispositif fiscal qui ouvre le marché d'approvisionnement sur l'Europe, les prévisions de production des unités françaises pour 1998 sont de 254 400 tonnes.

Il convient de mentionner enfin que la loi sur l'air et l'utilisation rationnelle de l'énergie du 30 décembre 1996 prévoit dans son article 21 l'incorporation obligatoire d'un taux minimal d'oxygène au fioul, au gazole et aux supercarburants avant le 1er janvier 2000. Un décret en Conseil d'Etat doit fixer les " conditions dans lesquelles les carburants mentionnés devront être redéfinies ". En outre, l'article 24 de cette même loi rend obligatoire l'utilisation de véhicules fonctionnant à l'aide de carburants " dont le taux minimum d'oxygène a été relevé " par les personnes publiques gérant une flotte de plus de 20 véhicules à usage de transport public en commun. 66 agglomérations sont concernées. Mais les décrets d'application n'ont pas encore été publiés.

Le bilan écologique et énergétique de ces carburants fait néanmoins l'objet de débats.

Ainsi, selon l'instance d'évaluation de la politique de maîtrise de l'énergie, " la production de biocarburants permet certes d'économiser de l'énergie fossile, mais avec un rendement énergétique médiocre ", notamment pour la filière éthanol. Elle fait valoir que pour produire une tep de biocarburants, il faut consommer plus de 0,8 tep d'énergie fossile dans la filière éthanol et plus de 0,5 tep dans la filière colza. Ce prix de revient est le triple de celui du carburant classique pour l'ester de colza et le quadruple pour l'éthanol.

L'instance considère en conséquence que " la décision d'exonérer les biocarburants de la TIPP, loin d'être une mesure destinée à économiser l'énergie, est en réalité une mesure de soutien au secteur agricole " chaque emploi préservé coûtant entre 140 000 et 300 000 F. Elle souligne que la politique de développement des chaufferies collectives au bois permet d'économiser davantage d'énergie fossile que la filière biocarburant pour un coût 10 à 20 fois plus faible par emploi.

L'organisation professionnelle de la filière des oléoprotéagineux (Proléa) s'inscrit en faux contre ces chiffres. Elle fait valoir que l'énergie restituée sous forme de carburant est près de deux fois supérieure à l'énergie fossile nécessaire à sa fabrication, compte tenu de toutes les étapes de culture, de transport et de transformations.

En outre, selon l'ADEME, le bilan environnemental de l'ester méthylique de colza est optimal lorsque la production de colza n'abuse pas d'engrais et de produits phytosanitaires et lorsque le taux de mélange avec le gazole atteint 30 %. Le bilan gaz carbonique de la filière est favorable si l'on tient compte de l'activité de photosynthèse du colza. Enfin, les émissions d'hydrocarbures, de particules, de fumées, de suies ou de monoxyde de carbone (CO) seraient réduites de 20 à 30 % (avec un taux d'incorporation de 30 %).

Votre commission d'enquête ne saurait prendre parti dans cette polémique. Elle constate cependant que la Finlande81(*) et la Suède82(*) possèdent une avance certaine sur la France en matière de développement des carburants reformulés, au plus grand profit semble-t-il de la qualité de leur air. Elle observe également que les incitations fiscales n'y sont pas étrangères.

Elle rappelle de plus qu'une communication de la Commission européenne datée du 26 novembre 1997 sur les énergies renouvelables considère que l'agriculture peut permettre d'atteindre l'objectif d'un doublement de la part des sources d'énergie renouvelable (de 6 à 12 %) dans la consommation totale d'énergie de l'Union européenne d'ici 2010.

Elle indique cependant qu'à supposer que nous puissions consacrer 8 % de la surface agricole utile à la production de biocarburants, la production correspondante serait de 3,4 Mtep/an, à comparer aux 47,5 Mtep/an de carburants consommés en France et aux 9 Mtep/an de biomasse d'ores et déjà utilisées comme combustibles, en l'absence de toute subvention.

Elle recommande de donner au programme biocarburant un caractère évolutif d'expérimentation et de recherche avec l'ambition d'arriver, en une vingtaine d'années, à diviser par deux le coût des biocarburants, ce qui les rendrait compétitifs lorsque le coût des carburants fossiles aura doublé.

5. Promouvoir les modes de transport économes en énergie

Le tableau ci-après montre l'importance du choix modal sur la consommation d'énergie :


Voyageurs interurbains

Automobiles (2,45 voyageurs/véhicule)

Autocar

SNCF grandes lignes/TGV

SNCF régional

Air intérieur

Air international

Voyageurs, km/kep

40

61,1

66,2/72,5

40,6

19

17

Voyageurs interurbains

Automobile (1,25 voyageur/véhicule)

Métros lourds (type RATP)

SNCF banlieue Ile-de-France/RER

Autobus (RATP/autres réseaux)

Métros légers de type Val

Voyageurs, km/kep

16,7

53,7

51,8/54,8

43,6/38,3

22

Marchandises

Route : charge utile inférieure à 3 t

Route : charge utile supérieure à 3 t

dont Maxicode

Train complet

Wagon isolé

Tonnes, km/kep

2,7

16,6

57,6

129,9

60,2

On constate ainsi que l'efficacité énergétique des autobus est plus de deux fois supérieure à celle des automobiles qui véhiculent en moyenne 1,25 voyageur. De même, l'efficacité énergétique du transport ferroviaire de marchandises est près de huit fois supérieure à celle du transport par route dans un véhicule dont la charge utile est supérieure à 3 tonnes. Enfin, l'économie d'énergie induite par la mise en place du TGV sur l'axe Paris-Lyon est évaluée à 117 000 tep depuis 1989. En outre, le TGV a l'avantage de consommer de l'électricité et non du pétrole.

Or, l'instance d'évaluation observe que le souci d'économiser l'énergie a tenu peu de place, sauf en 1980, dans les travaux sur les transports des commissions de concertation mises en place à l'occasion de la préparation des plans. Les études montrent ainsi que les investissements consacrés à la route ont été en moyenne quatre fois plus importants sur la période 1970-1993 que ceux consacrés aux infrastructures de la SNCF (50,8 milliards de francs entre 1986 et 1993 contre 13,6 milliards de francs).

Aussi convient-il d'insuffler un nouvel élan au développement des transports en commun.

De même qu'en matière de régulation des feux, et pour reprendre une des propositions du Commissariat Général du Plan, votre commission suggère que la compétence en matière de transport collectif, de circulation automobile et d'urbanisme soit confiée à une autorité unique au niveau de l'agglomération.

Il faut, en outre, s'attacher à réduire les rigidités qui empêchent les transports collectifs d'améliorer leur productivité.

C'est ainsi que la dérégulation tarifaire de 1986 a provoqué une forte baisse des tarifs dans les transports routiers (- 22 % en neuf ans). Il semble utile à cet égard de s'inspirer de l'exemple de Londres en matière de dérégulation des transports en commun.

Contrairement à ce qui avait été mis en oeuvre dans d'autres agglomérations britanniques où les itinéraires ont été livrés aux compagnies concurrentes83(*), la London Transport Authority a mis aux enchères des " paquets d'itinéraires " à partir de 1984, invitant tout opérateur qualifié à concourir. Dix ans après, 40 % des itinéraires ont été attribués (dont la moitié à des filiales de LT) tandis que les autres sont encore exploités par LT dans sa forme d'organisation traditionnelle. Les deux résultats les plus intéressants sont, d'une part, que la hausse rapide des besoins de subventions publiques, qui avait caractérisé la décennie 1974-1984, a fait place à une baisse modeste mais durable, et, d'autre part, que la qualité du service à augmenté. Cette augmentation est aussi sensible sur les itinéraires restés en gestion traditionnelle que sur les itinéraires concédés dans les enchères.

Il convient enfin de réfléchir à un aménagement des transports plus convivial et plus soucieux des besoins des usagers : desserte automatique des centres commerciaux, porte-bagages...

S'agissant de l'intermodalité, les Hollandais ont développé des services de taxis collectifs à la sortie des gares pour assurer le transport des voyageurs jusqu'aux localités non desservies par le rail : le prix est inclus dans le billet de train.

Par ailleurs, le développement du transport combiné de marchandises exige des investissements au niveau des entreprises de transport routier et surtout un changement d'organisation et de culture de la part de ces entreprises. Celles qui achètent des équipements de transport combiné et s'engagent sur une utilisation minimale de ces équipements peuvent bénéficier d'une subvention de 15 à 20 % par le biais d'un crédit-bail à taux bonifié. Il semble toutefois que la clause d'utilisation minimale du matériel soit trop contraignante et que le réseau du transport combiné soit insuffisamment développé. Enfin, le rôle ambigu de la SNCF qui est, par ses filiales, un très gros transporteur routier, est dénoncé.

Il faut cependant se rendre à l'évidence : le transport routier bénéficie d'une souplesse incomparable par rapport au chemin de fer et évite toute rupture de charge pour les transporteurs.

6. Rétablir les conditions d'une concurrence équitable

a) Prendre en compte les " externalités " dans la tarification des modes de transport

L'usage des véhicules entraîne des coûts qui ne leur sont pas directement imputés par le marché : coûts d'infrastructure (ou de congestion), coûts d'insécurité, coûts d'environnement local (bruit et pollution des villes, effet de coupure), coûts d'environnement global (effet de serre).

Des travaux du Conseil général des Ponts et Chaussées, non encore rendus publics, font ainsi valoir que les usagers du réseau routier (non urbain) paieraient 72 % de leurs coûts totaux, mais que, à l'intérieur de cette moyenne, les poids lourds ne paieraient que 66 % de leurs seuls coûts d'infrastructure et 40 % des coûts totaux. Les voitures particulières paieraient beaucoup plus que leurs coûts d'infrastructures et un peu moins que leurs coûts totaux, mais elles ne sont pas toutes assujetties au même régime fiscal.

Or, à défaut d'une imputation de toutes ces " externalités " aux usagers des transports, le volume des transports augmente au-delà de leur utilité économique et sociale réelle, dans la mesure où la demande est très sensible aux prix84(*).

De plus, dans le cadre du marché unique, le souci de rapprocher la fiscalité française de la moyenne des fiscalités européennes a provoqué une baisse de 18 % de la fiscalité pesant sur les véhicules entre 1988 et 1993. Le taux de TVA appliqué aux automobiles a notamment été ramené de 33,33 % à 18,6 %. Il semblerait que cette baisse du prix des automobiles ait encouragé l'achat de véhicules plus puissants, amplifiant les effets du contre-choc pétrolier.

S'il convient donc de se féliciter de la revalorisation de la grille tarifaire de la taxe à l'essieu, qui fait l'objet de l'article 50 du projet de loi portant diverses dispositions d'ordre économique et financier (DDOEF) encore en discussion, on doit regretter que l'Etat français ait mis tant de temps à adopter des dispositions que la directive européenne n° 93/89/CEE du 25 octobre 1993 lui faisait obligation de transposer avant le 1er janvier 1995.

b) Réduire l'écart de taxation entre essence et diesel

38 % des véhicules particuliers, 68 % des véhicules utilitaires légers et 100 % des véhicules industriels sont équipés de motorisation diesel.

Or, la taxe intérieure sur les produits pétroliers (TIPP) n'est que de 2,4 F par litre pour le gazole alors qu'elle est de 3,84 F par litre pour le supercarburant sans plomb pour des prix hors taxe de chacun de ces produits sensiblement similaires. Ce différentiel en faveur du gazole a pour effet non seulement d'encourager les particuliers à acquérir des véhicules diesel, mais aussi de conforter l'avantage comparatif dont bénéficient les transporteurs routiers.

En outre, le faible prix du gazole conduit les possesseurs de véhicules diesel à les utiliser davantage : selon des études, le kilométrage annuel des ménages qui achètent une voiture diesel en remplacement de leur voiture à essence augmenterait de 15 % en moyenne.

Enfin, pour l'instance d'évaluation précitée, " les avantages fiscaux dont bénéficient le diesel ne sauraient être justifiés par le souci d'économiser de l'énergie car, même si on attribue au diesel un gain énergétique de 10 %, la tep économisée coûterait près de 40 000 F en pertes de recettes fiscales. "

Il semble en conséquence légitime de rééquilibrer la fiscalité du gazole85(*).

E. INTÉGRER LE FACTEUR ÉNERGÉTIQUE DANS LA DÉCISION PUBLIQUE

Le rapport d'évaluation précité montre que les actions de maîtrise de l'énergie ont été conçues par des ingénieurs qui se sont attachés quasi exclusivement à modifier les techniques de mise en oeuvre de l'énergie, sans s'intéresser à des facteurs relatifs à notre organisation sociale qui pèsent de plus en plus lourdement dans nos consommations d'énergie.

Rien n'a été fait, par exemple, pour freiner la dilution de l'urbanisation, ni même pour infléchir toutes les actions publiques qui, involontairement, poussent à un urbanisme de moins en moins dense (modalités d'aides à l'accession à la propriété, subvention aux transports collectifs urbains, non imputation à l'automobile des coûts d'usage de la voirie, taxation des mutations immobilières, poids des prélèvements obligatoires assis sur les salaires...). Or, la consommation de carburant est 5 à 7 fois plus élevée dans les villes peu denses (20 hab/ha), comme le sont les villes américaines ou nos " villes nouvelles ", que dans les villes denses traditionnelles (100 hab/ha).

Ainsi, l'augmentation de moitié des consommations de carburants entre 1973 et 1993 montre que les politiques publiques suivies en matière d'urbanisme, d'infrastructures de transport et de fiscalité sur les usagers ont plus que compensé la réduction des consommations unitaires de certains véhicules.

Par ailleurs, le souci d'abaisser le plus possible le prix des logements neufs pour relancer l'activité des bâtiments l'a emporté sur celui d'optimiser les dépenses globales d'investissement et d'exploitation. Une telle politique ne prend pas en compte les économies engendrées sur le long terme par l'instauration de normes rigoureuses en matière d'isolation. Ainsi, les deux-tiers des ménages accédant aujourd'hui à la propriété ne respectent pas les règles d'isolation lorsqu'ils construisent une maison dont ils sont les maîtres d'ouvrage, au risque d'être gravement mis en difficulté par la facture ultérieure d'électricité.

II. FAIRE DE TOUS LES CITOYENS LES ACTEURS DE CETTE POLITIQUE

Les consommations domestiques sont estimées à 121 TWh. Sur ce total, 27 % des consommations seraient destinées au chauffage électrique et 53 % aux usages spécifiques (électroménager et éclairage).

Or, il faut déplorer une hausse sensible de ces consommations. La part de la consommation des appareils ménagers dans la facture électrique des ménages est ainsi passée de 10 % en 1973 à presque 40 % aujourd'hui.

Par ailleurs, en dix ans, la température moyenne des logements est passée de 19 à 21 degrés86(*), soit une augmentation de la consommation de 14 % qui a annulé l'effet des économies d'énergie résultant des travaux d'isolation. De surcroît, les Français sont de moins en moins nombreux à effectuer de tels travaux87(*). Il faut y voir les conséquences de la crise économique mais aussi le manque d'information et de motivation, ainsi que l'absence de caractère contraignant de la réglementation.

Dans un contexte d'abondance et de faibles prix, les consommateurs industriels ou particuliers ne sont en effet pas portés spontanément à rechercher les informations nécessaires pour prendre les décisions appropriées. Et pourtant, la panoplie de moyens pour maîtriser la consommation d'énergie existe : doubles vitrages, joints autour des portes, laine de verre dans les combles, changement ou réglage des chaudières, installation de régulateurs et de thermostats... Mais elle coûte cher (17 400 F pour la pose de doubles vitrages).

Il revient alors aux pouvoirs publics de faciliter l'identification des possibilités d'économie d'énergie et de rentabiliser des actions que les Français ne seraient spontanément pas amenés à réaliser.

On estime ainsi à 10 TWh le potentiel d'économies que les ménages pourraient réaliser à l'horizon 2010 grâce à l'isolation, à une gestion rationnelle des consommations et au recours à des matériels performants.

Il convient donc de poursuivre les actions engagées en matière d'information et de conseil. Par ailleurs, certains outils comme l'incitation fiscale, gagneraient en efficacité s'ils étaient spécifiquement ciblés sur les investissements individuels destinés à économiser l'énergie.

A. CONSEILLER

La maîtrise de la demande d'énergie fait partie intégrante des missions de service public confiées à Electricité de France par le contrat d'entreprise qu'elle a signé avec l'Etat pour la période 1997-2000. Celui-ci prévoit ainsi qu'EDF s'engage " à améliorer l'efficacité énergétique des usages de l'électricité au travers d'actions de maîtrise de la demande, vis-à-vis de l'ensemble des utilisateurs, notamment en partenariat avec l'ADEME. "

Il demande, en outre, à EDF de " proposer à ses clients des équipements et des solutions électriques plus performants assortis de conseils d'utilisation, des gammes de services plus complètes, à travers des relations plus personnalisées. Elle les aidera en particulier à maîtriser leurs dépenses par des conseils énergétiques et tarifaires sans diminuer leur confort. La maîtrise de la demande d'énergie fera partie intégrante de sa politique. "

En 1997, 150 000 clients ont ainsi bénéficié du " Conseil confort électrique " prodigué gratuitement par EDF aux personnes emménageant dans un logement chauffé à l'électricité, pour les aider à bien utiliser leurs équipements et maîtriser leurs consommations. 90 % d'entre eux ont été satisfaits.

Par ailleurs, EDF a lancé en 1997 une offre de confort électrique pour les logements neufs dénommée " Vivrélec ". Cette offre consiste à :

- améliorer la qualité thermique du bâti : EDF propose ainsi une isolation supérieure d'au moins 10 % aux normes réglementaires, réduisant la consommation d'environ 20 % ;

- promouvoir les équipements thermiques performants, de chauffage (techniques rayonnantes, convecteurs et panneaux radiants, planchers chauffants, confort quatre saisons), mais aussi de climatisation réversible ;

- favoriser la mise en oeuvre d'une gestion et d'un pilotage de qualité des équipements ;

- proposer des services associés en soutien à la qualité, en particulier le " conseil chauffage électrique ".

La construction de près de 35 000 logements Vivrélec a ainsi été engagée en 1997. Ils se répartissent à parts égales entre maisons et appartements.

B. INFORMER

1. Sur la consommation énergétique des logements

En rendant obligatoire l'information des locataires ou des acquéreurs de logements sur les dépenses énergétiques qu'ils peuvent s'attendre à devoir acquitter annuellement, on oblige les maîtres d'ouvrage à intégrer le facteur énergétique dans leurs calculs économiques et à proposer des logements peu consommateurs d'énergie.

C'est l'objet de l'article 22 de la loi sur l'air et l'utilisation rationnelle de l'énergie du 30 décembre 1996 dont le décret d'application est en cours de rédaction.

La réglementation des loyers des logements sociaux incite par ailleurs les maîtres d'ouvrage à privilégier les choix constructifs qui permettent un diminution des charges des locataires.

2. Sur la consommation énergétique des appareils électro-ménagers

Pour un appareil de même type et de même volume, la consommation électrique d'un réfrigérateur et d'un congélateur peut varier de 10 à 20 % d'une marque à l'autre.

Afin d'orienter le consommateur vers les appareils les plus économes en énergie, un système d'étiquetage informatif a été rendu obligatoire. Il consiste en l'apposition sur les appareils d'une étiquette normalisée qui les classe en fonction de leur performance énergétique. Le système déjà en vigueur pour les réfrigérateurs, les congélateurs et les sèche-linge devrait être progressivement étendu aux machines à laver le linge et aux lave-vaisselles.

De juin à décembre 1997, une campagne d'information a eu lieu dans la presse magazine grand public, relayée dans 4 000 points de vente, pour faire connaître au consommateur l'existence de l'Etiquette Energie et promouvoir l'électroménager à faible consommation d'électricité. A l'issue de la campagne, une enquête Sofres a montré que la notoriété de l'Etiquette énergie s'était accrue de 4 points, passant de 16 à 20 %.

On peut se demander, sachant que 86 % des personnes sondées se sont montrées intéressées et que l'on a constaté un déplacement des achats vers les appareils les plus économes, s'il ne conviendrait pas d'étendre la cible de la campagne de communication en diffusant le même message sur les ondes (radio et télévision).

Enfin, il convient de mettre en oeuvre les dispositions de la loi sur l'air qui interdisent la mise sur le marché des appareils trop énergivores.

3. Sur les avantages de l'éclairage performant

Les lampes à basse consommation consomment, à éclairage égal, quatre fois moins qu'une lampe classique à incandescence et dix fois moins qu'une lampe halogène. Il convient donc de faire valoir aux consomamteurs que le coût élevé de ces ampoules est largement compensé, sur leur durée de vie, par les économies d'énergie qu'elles induisent.

EDF et l'ADEME devraient consacrer 5 millions de francs au lancement d'une campagne nationale de promotion de l'éclairage performant avant la fin de cette année.

4. Sur les consommations inutiles

Une récente campagne de mesures a mis en évidence des surconsommations d'électricité injustifiées liées :

- aux chaudières mal asservies dont les circulateurs tournent été comme hiver, et 24 heures sur 24, sans aucune utilité ; le gisement d'économies est estimé à 1 TWh/an ;

- aux dispositifs de veille des appareils audiovisuels (téléviseurs, magnétoscopes) dont la consommation annuelle est estimée à 4 TWh soit presque la moitié de la production d'une centrale nucléaire. Un appareil en veille consomme en effet à peu près 15 % de l'électricité qu'il consomme en fonctionnement normal. Tous les appareils devraient être, comme ils l'étaient auparavant, équipés d'un interrupteur permettant de les éteindre complètement ou de les laisser en veille.

Il convient de mettre un terme à ces surconsommations par une information adéquate et une action auprès des fabricants et des installateurs de chauffage.

Votre commission d'enquête se demande en outre s'il est adéquat de la part d'EDF d'encourager parallèlement la maîtrise de l'énergie et le développement des installations de climatisation.

5. Sur les alternatives en zone rurale

Pour satisfaire pleinement les besoins des abonnés ruraux, il faudrait renforcer plus de 50.000 lignes à basse tension, dont 40 % desservent moins de six abonnés.

Cette opération de renforcement est onéreuse et peut poser, dans certaines zones sensibles (parcs naturels notamment) des problèmes de respect de l'environnement. Aussi, est-il souvent plus avantageux de réduire la demande d'électricité ou d'en écrêter la pointe, ou encore d'apporter un appoint en bout de ligne avec des énergies renouvelables.

Depuis 1995, ces solutions alternatives peuvent bénéficier de subventions du FACE dont la vocation première est de financer le renforcement du réseau rural.

Des actions pilotes ont ainsi été conduites pour diminuer la puissance appelée en période de pointe ou pour diminuer les consommations par l'utilisation d'appareils électriques énergétiquement très performants (appareils ménagers, lampes à basse consommation...).

C. ENCOURAGER

Les Français sont intéressés par deux types d'investissements permettant d'économiser l'énergie de chauffage de leur logement88(*) : l'isolation thermique des murs, citée par 36 % des personnes interrogées, et le double vitrage, mentionné par 32 % des sondés. Les autres travaux ne suscitent guère d'engouement, qu'il s'agisse de l'isolation thermique des toitures (évoquée par 15 % de la population), de la mise en place de dispositifs de régulation de chauffage (8 %), de l'individualisation des frais de chauffage collectif, de l'installation de robinets thermostatiques, du changement de chaudière ou de brûleurs de chaudière.

Près des trois-quarts des Français (70 %) savent qu'ils peuvent déduire de leurs impôts une partie des frais qu'ils ont engagés pour réduire leur consommation d'énergie et 82 % de ceux qui connaissent ces dispositions fiscales les apprécient.

Les propriétaires occupants bénéficient, en effet, depuis 1974 de réductions d'impôts dont le coût global a crû de 500 millions de francs par an jusqu'à 1.500 millions de francs par an en 1986. Réduite à moins de 200 millions de francs par an en 1987, la dépense fiscale est remontée à 500 millions de francs par an depuis 1991. Depuis 1985, cette réduction d'impôt est accordée pour toutes les grosses réparations concernant les logements achevés depuis plus de quinze ans, dans la limite de 25 % des dépenses, plafonnée à 15 000 F pour une personne célibataire et à 30 000 F pour un couple marié89(*). A partir de 1997, la condition relative à l'ancienneté des immeubles a été assouplie, certaines dépenses ont été exclues (dépenses de construction, de reconstruction, d'agrandissement, de décoration, d'équipement ménager ou d'entretien) et les plafonds ont été portés à 20 000 et 40.000 F90(*).

Pour l'instance chargée d'évaluer la politique de maîtrise de l'énergie, " cette procédure paraît avoir évolué davantage comme un soutien à l'activité du secteur BTP que comme une procédure de soutien à la maîtrise de l'énergie : la trop grande ouverture de son champ engendre un effet d'aubaine de grande ampleur. " Elle préconise en conséquence la limitation de son champ d'application aux seuls équipements les plus performants (notamment certifiés) dans le seul domaine de la maîtrise de l'énergie.

Ce souci de limiter les effets d'aubaine induits par les réductions d'impôt est totalement partagé par votre commission d'enquête.


Pour encourager la sobriété énergétique, il convient également de responsabiliser les habitants de logements collectifs en individualisant les consommations énergétiques de chaque appartement.

Or, les auditions effectuées par votre commission lui ont permis de constater que le décret du 30 septembre 1991 rendant obligatoire le comptage des calories en copropriété restait inappliqué. Il convient donc de rendre effective cette disposition qui apparaît tout à fait importante.

III. RENFORCER LA STABILITÉ ET LES MOYENS DE L'ADEME

A. CONFORTER L'AGENCE DANS SES MISSIONS DE MAÎTRISE DE L'ÉNERGIE

L'ambition initiale était de créer une agence d'objectif menant une politique de longue haleine en matière de recherche, de développement et de diffusion des technologies de maîtrise de l'énergie, face aux grands producteurs d'énergie.

Or, selon l'instance d'évaluation, la continuité du soutien apporté par l'Etat à cette agence n'a pas été suffisante pour lui permettre d'être un véritable " muscle antagoniste " face aux offreurs d'énergie.

L'agence a en effet connu trois statuts successifs : l'Agence pour les économies d'énergie (AEE) créée en 1974, est devenue l'Agence française de maîtrise de l'énergie (AFME) en 1982 et l'Agence de l'environnement et de la maîtrise de l'énergie (ADEME) depuis 1991. Elle a connu un plan social avec départs volontaires qui a réduit ses effectifs de 30 % en 1987. Elle a enfin été l'objet, en 1991, d'une décision de délocalisation de son siège parisien voué à un éclatement de ses effectifs centraux, pourtant modestes (358 en 1997) entre trois implantations mal reliées (Sophia-Antipolis, Angers, Cergy-Pontoise).

L'instance souligne, en outre, qu'à la suite de la fusion en 1991 de l'AFME avec l'Agence nationale pour la récupération et l'élimination des déchets (ANRED) et l'Agence pour la qualité de l'air, les personnels de l'Agence, recrutés au titre de la maîtrise de l'énergie, travaillent de plus en plus pour les déchets et la pollution de l'air où les crédits d'intervention apportés par les taxes parafiscales sont bien supérieurs aux crédits budgétaires de l'Agence pour la maîtrise de l'énergie.

Ainsi, avec la démobilisation générale dans le domaine des économies d'énergie depuis 1986, la principale tâche de l'ADEME a été la valorisation et le traitement des déchets, devenus d'actualité avec la loi de 1992 prévoyant la disparition des décharges en France en 2002 au profit de systèmes de valorisation et de recyclage.

L'instance conclut en considérant que le désengagement de l'Etat s'est traduit par un démantèlement progressif et insidieux des actions de maîtrise de l'énergie de l'Agence.

Il convient en conséquence de refaire de la maîtrise de l'énergie le coeur des activités de l'agence.

B. RENFORCER LES MOYENS BUDGÉTAIRES DE L'AGENCE CONSACRÉS À LA MAÎTRISE DE L'ÉNERGIE

L'Agence dispose de deux types de ressources :

- des subventions budgétaires de fonctionnement et d'investissement, en provenance du ministère de l'industrie et de ses deux autres ministères de tutelle (la Recherche et l'Environnement) ;

- le produit des quatre taxes fiscales ou parafiscales (sur le bruit, les déchets, les huiles usagées et la pollution atmosphérique) qu'elle est chargée de recouvrer.

Le produit des taxes tend à s'accroître considérablement, sous le double effet de l'élargissement de leur assiette et de l'élévation de leur taux. Ce produit est, en effet, passé de 512,7 millions de francs à 1,11 milliard de francs entre 1993 et 1997. Compte tenu du décalage entre leur recouvrement et leur redistribution, les taxes perçues génèrent des disponibilités qui sont placées. L'essentiel de ces revenus financiers provient des taxes sur les déchets, en forte croissance, et de la taxe sur la pollution de l'air. Pourtant, l'Agence n'a pas la liberté d'utiliser ces produits financiers : leur affectation doit être identique à celle du produit de la taxe, fixé législativement et réglementairement.

Ainsi, en dépit d'une trésorerie excédentaire, l'Agence se trouve confrontée à des difficultés budgétaires croissantes. En effet, les subventions de l'Etat se tarissent progressivement et ne sont que partiellement compensées par les prélèvements pour frais de recouvrement et de gestion effectués au profit de l'Agence sur le produit des taxes (85,7 millions de francs en 1997 contre 28,8 en 1993).

Les versements effectifs sont retracés dans le tableau suivant :



On observe qu'en 1996, l'ADEME ne bénéficiait plus que de la moitié de ce dont elle disposait en 1993 et du quart de ce dont elle disposait en 1990.

Les crédits de recherche et d'intervention ont été divisés par 8 entre 1983 et 1993.

Ces évolutions ont été particulièrement peu favorables à la constitution d'équipes capables de construire une logique de maîtrise de l'énergie face aux équipes de l'offre d'énergie.

En outre, cette rigueur budgétaire n'est pas sans conséquence sur l'ADEME qui doit faire face à une dette importante (plus de 300 millions de francs) et à un déficit de trésorerie. Ses impayés étaient évalués au 31 décembre 1996 à 62,2 millions de francs. En 1994, une mission de l'Inspection générale des finances avait estimé nécessaire d'apporter à l'Agence un complément de subvention de 250 millions de francs pour lui permettre de résorber sa dette.

Le tableau ci-après retrace l'évolution des dotations budgétaires en faveur de l'ADEME inscrites au budget l'industrie.



On observe que pour 1998, la subvention de fonctionnement de l'ADEME retrouve son niveau de 1996 à 96 millions de francs après avoir décru de 5 % en 1997. Cette réduction avait été compensée par une augmentation des prélèvements pour frais de gestion sur le produit de la taxe " déchet " perçue par l'Agence. Malgré cette ressource supplémentaire, le budget de fonctionnement de l'établissement ne pourra s'équilibrer en 1997 qu'en faisant appel à un fonds de réserve qui sera épuisé en fin d'exercice.

Les subventions d'investissement de l'ADEME sont stables en autorisations de programme (75 millions de francs) et passent de 87 à 78,7 millions de francs en crédits de paiement, ce qui traduit une baisse de 9,5 %.

Les moyens accordés à l'ADEME sont donc à nouveau en baisse assez sensible en 1998. En outre, les lignes budgétaires consacrées à l'ADEME font souvent l'objet d'arrêtés d'annulation de crédits en cours d'année91(*).

On peut, en conséquence, s'interroger sur la cohérence entre les propos du ministre de l'industrie tendant à " refaire de la maîtrise de l'énergie une priorité " et les moyens consacrés à cette action dans le budget pour 1998.

Il faut cependant souhaiter que la pérennité des crédits affectés à l'Agence, pour la maîtrise de l'énergie et le développement des énergies renouvelables, sera assurée, sachant que 500 millions de francs lui ont été octroyés à cet effet pour 1998.




1 La liste des personnes entendues à titre officiel figure en annexe au présent rapport.

2 Intensité énergétique = consommation d'énergie: PIB.

3 " Ce monde qui nous attend. Les peurs françaises et l'économie ". Grasset, 1997.

4 Selon la dernière étude de l'Institut Français du Pétrole, l'amorce de la baisse de production en mer du Nord serait reportée de dix ans.

5 Les pétroles conventionnels sont les mélanges liquides d'hydrocarbures qui filtrent à travers les couches poreuses du sous-sol et sont facilement exploitables selon les techniques traditionnelles du forage et du pompage, contrairement aux bitumes qui s'écoulent difficilement entre les grains de sable et de certains schistes.

6 " La fin du pétrole bon marché ". Pour la Science n° 247. Mai 1998.

7 " L'Énergie pour le monde de demain ". CME. Technip. 1992.

8 Extrait de l'article de Safaa Fouda. " Des carburants liquides à partir du gaz naturel ". Pour la Science n° 247. Mai 1998.

9 " L'Énergie pour le monde de demain ". CME. Technip. 1992.

10 Énergie 2010-2020. " Le contexte international ". Commissariat Général du Plan. 1998.

11 Intensité énergétique = consommation d'énergie: PIB

12 Rapport final du Commissariat Général du Plan,
" Le contexte international ", Décembre 1997.

13 260 entreprises privées, les
Investor-Owned Utilities (IOUs), assurent l'essentiel de la production nationale d'électricité et des ventes au consommateur final. La distribution est assurée quant à elle par 2900 entreprises publiques ou Publicly-Owned Utilities (POUs). Les IOUs sont liés aux distributeurs par des contrats aux dispositions contraignantes puisqu'allant jusqu'à fixer les tarifs de vente au client final.

14 Lorsqu'elles produisent seulement de l'électricité, leur taille doit être inférieure à 80 MW et 75 % de l'énergie produite doit être d'origine solaire, éolienne ou géothermique ; lorsque ces unités font de la cogénération, la part de l'énergie thermique dans le total produit ne doit pas être inférieure à 5 % ; dans les deux cas de figure, les IOUs ne peuvent détenir plus de 50 % du capital.

15 Depuis le 31 mars 1998, les consommateurs californiens sont libres de choisir leur compagnie électrique au lieu de traiter avec un monopole privé local. Il semble cependant que la population californienne soit assez réticente devant cette liberté nouvelle. En effet, selon un sondage récent, 60 % des Californiens pensent que la déréglementation finira par se traduire par des hausses de tarifs.

16 Dans cette affaire, ceux qui seraient les moins gagnants seraient les plus gros utilisateurs car ils bénéficiaient avant la privatisation de tarifs subventionnés.

17 Plusieurs directeurs d'entreprises électriques sont devenus millionnaires en livres sterling.

18 Il est acquis que l'acquisition d'appareils de comptage en temps réel de la consommation ne sera pas une opération réaliste pour l'immense majorité des petits clients.

19 Selon le ministère du commerce et de l'industrie anglais, 36 % de l'électricité produite au Royaume-Uni en 2000 sera d'origine gazière.

20 Soit 527 km de conduites de transport et 3 000 km de canalisations de distribution.

21 La régie locale de transports urbains y a mis en service son centième véhicule de ce type au cours de l'année 1996.
22 Le Gaz Naturel, Perspectives pour 2010-2020 (disponibilités, contraintes et dépendances), Commissariat Général du Plan, Editions Economica, Avril 1998.

23 Un Gigawatt = 1 milliard de Watts/heure.

24 Un térawatt/heure = 1 million de million de Watts/heure.

25 Non Fossil Fuel Obligation.

26 Fossil Fuel Level.

27 Le coût marginal de production du kWh nucléaire est tombé de plus de trois cents en 1987 à moins de deux depuis 1995 grâce à la réduction des coûts de maintenance et de combustible, à l'accroissement du facteur de charge (proche de 80 % en moyenne) et à l'optimisation des temps de rechargement (49 jours en 1996 contre 78 en 1990).

28 Le choix de cette unité est justifié par sa situation géographique (proximité de deux agglomérations importantes, Malmö et Copenhague), son ancienneté (1975) et sa part relativement modeste dans la production nationale (5,6% de la production d'électricité en 1996, 11 % de la production nucléaire).

29 Le coût de cette fermeture est estimé à 3,75 milliards de dollars auxquels il faudra rajouter les coûts indirects liés à la détérioration des conditions d'exploitation du second réacteur de la centrale.

30 Skydraft est détenu à 27 % par l'allemand Preussen Elektrat, à 15 % par le norvégien Statkraft et à 15 % par l'allemand HEW.

31 un seul cas de référendum d'initiative populaire hostile à l'implantation d'une centrale, en août 1996 dans la préfecture de Niiagata.

32 Lorsqu'elles produisent seulement de l'électricité, leur taille doit être inférieure à 80 MW et 75 % de l'énergie produite doit être d'origine solaire, éolienne ou géothermique ; lorsque ces unités font de la cogénération, la part de l'énergie thermique dans le total produit ne doit pas être inférieure à 5 % ; dans les deux cas de figure, les IOUs ne peuvent détenir plus de 50 % du capital.

33 Les Etats-Unis possèdent le quart des réserves mondiales en charbon et leurs réserves prouvées de pétrole représentent huit années de consommation. Avec huit tep per capita, le quotient énergétique des Etats-Unis est deux fois celui de l'Europe de l'Ouest.

34 L'usage de la biomasse pour la production électrique concerne aussi bien l'usage des déchets agricoles que celui des gaz de décharge ou de station d'épuration.

35 L'aide accordée en Allemagne peut l'être soit par le ministère fédéral du Commerce, soit par les Länder (sauf dans trois d'entre eux). Elle peut être attribuée soit forfaitairement (1.500 DM pour une maison individuelle), soit en pourcentage de l'investissement (20 à 30 % en général), selon l'instance de financement.

36 Cet éventail des solutions adoptées en Europe n'inclut pas le mécanisme de la tarification "verte" ("green pricing" utilisé parfois aux Etats-Unis, hormis de façon très limitée en Allemagne : s'inspirant du principe du "willing to pay", celui-ci consiste à proposer aux abonnés volontaires de contribuer au financement des surcoûts par une surprime mensuelle (6 dollars par mois par exemple dans le cas de la compagnie SMUD en Californie).

37 Toutefois, en Espagne, le mode de calcul des prix d'achat de l'électricité issue des énergies renouvelables par rapport aux tarifs de vente, qui relève de règles standards de définition de ces prix d'achat, est très favorable, notamment au niveau des coefficients traditionnels d'abattement. De plus, il inclut un rehaussement de 6 à 9 % pour la prise en compte des externalités.

38 Office national pour les nouvelles technologies, l'énergie et l'environnement.

39 Il est passé de 0,40 F/kWh à 0,33 F/kWh entre 1994 (troisième appel d'offres) et 1996 (quatrième appel d'offres).

40 La situation qui prévaut en Allemagne n'est donc pas différente, dans son principe, de celle que connaît la France. Il s'agit dans tous les cas d'éviter le " gaspillage " d'une production non stockable. Mais, alors qu'en France les conditions de rachat sont fixées par une réglementation spécifique, elles dépendent en Allemagne d'un accord entre professionnels dit " Verbändevereinbarung " qui lie les sociétés d'électricité (VDEW), les industriels du secteur de l'électricité (VIK) et le reste de l'industrie, représentée par la confédération de l'industrie allemande (BDI).

41 La part de la cogénération dans la production totale d'électricité destinée au réseau public est d'environ 4 %.

42 Commissariat Général du Plan. Énergie 2010. Rapport du groupe présidé par Michel PECQUEUR. Doc. Fr. 1991.

43 Tonne équivalent pétrole.

44 Million de tonne équivalent charbon.

45 1 tec = 0.619 tep.

46 Pour un coût d'extraction et de traitement inférieur à 130$/kg.

47 Selon la technologie adoptée...

48 Nucléaire + hydraulique - solde des échanges.

49 Conditions de vie et aspirations des Français - CREDOC.

50 Sondage IFOP des 13 et 14 janvier 1998.

51 Enquête du CREDOC réalisée en juin 1997.

52 Les programmes Auto-oil I et Auto-oil II, lancés en 1992 et en 1997, sont élaborés dans un cadre tripartite par la Commission européenne, les pétroliers (Europia) et les constructeurs automobiles (Acea). Ils sont à l'origine des directives en cours de discussion sur la qualité des carburants et sur les émissions des voitures particulières.

53 Voir la Communication de la Commission européenne du 23 avril 1997 : " Vue globale de la politique et des actions énergétiques ".

54 De toutes origines : fossiles, nucléaire, énergies renouvelables.

55 Il faut cependant rappeler que cette politique résulte d'une situation difficile, comme il a été exposé dans le Titre premier...

56 Rappelons que ces contrats d'approvisionnement à long terme, couvrant une période de 20 à 25 ans, ont pour but, d'une part, de garantir aux producteurs de gaz que les investissements très lourds auxquels ils procéderont pourront être amortis et, d'autre part, de sécuriser les approvisionnements des acheteurs. Ces contrats sont contraignants pour les deux parties : engagement de vendre pour les premiers, engagement d'acheter pour les seconds et de payer même s'ils ne peuvent acheter et enlever le gaz (d'où l'expression : " prendre ou payer ").

57 Voir le Titre II, chapitre IV : " Consolider nos acquis dans la nucléaire "

58 Voir le Titre premier, chapitre II.

59 Voir le Titre premier, chapitre 1er - II - B.

60 Voir le Titre II, Chapitre IV-B.

61 Ce qu'en langage économique on appelle les externalités : celles-ci sont positives lorsqu'elles sont bénéfiques aux tiers et négatives lorsqu'elles sont nuisibles.

62 Voir le Titre II, chapitre IV-IV-B.

63 Maîtrise de l'énergie. Rapport de l'instance d'évaluation présidée par Yves Martin. Comité interministériel de l'évaluation des politiques publiques, Commissariat général du Plan. Rapport édité par La documentation française, 1998.

64 Voir l'article de M. Michel Colombier : " Des dispositions tarifaires industrielles induites par la péréquation " paru dans Réalités industrielles d'août 1997.

65 Les usages spécifiques de l'électricité sont l'éclairage, la force motrice (notamment les moteurs électriques de l'électroménager), l'informatique et l'audiovisuel.

66 Voir en annexe.

67 Pour une durée d'utilisation donnée, le coût de production d'un équipement est obtenu en actualisant à la date de mise en service l'ensemble des dépenses d'investissement, d'exploitation et de combustible engagées sur la durée de vie de cet équipement, et en ramenant le coût ainsi obtenu à la somme actualisée de l'énergie produite. Ainsi, pour l'électronucléaire, sont pris en compte les dépenses " amont " (recherche) et " aval " (retraitement de combustible, stockage des déchets, démantèlement des centrales...).

68 Voir le Titre II, chapitre III-I-B

69 Maîtrise de l'énergie. Rapport de l'instance d'évaluation présidée parM. Yves Martin. Comité interministériel de l'évaluation des politiques publiques, Commissariat Général du Plan. Rapport édité par La documentation française, 1998.

70 Les économies d'énergie sont mesurées par la baisse du ratio consommation/PIB appelé intensité énergétique.

71 Arrêté du 20 mai 1974, complété le 5 juillet 1977, et décret du 16 septembre 1949.

72 Article 39 AB du code général des impôts.

73 La substitution d'électricité au niveau de la consommation finale a permis d'économiser 11,1 millions de tep de combustibles, mais a exigé une consommation de 20,8 millions de tep d'énergie primaire pour produire de l'électricité.

74 La mobilité a augmenté en 19 ans de 82 % pour les personnes et de 49 % pour les marchandises alors que le PIB croissait de 54 %.

75 Source : Observatoire de l'énergie.

76 Ces moteurs sont censés permettre une économie de consommation de 30 % et réduire de 80 % les émissions de monoxyde de carbone

77 Voir Titre II, chapitre VI, III.

78 Les émissions d'oyde d'azote (Nox) seraient réduites de 15 à 30 %, les émissions de particules de 10 à 50 % et les fumées noires de 30 à 80 %.

79 Esters Méthyliques d'huiles végétales

80 Ethyl Tertio Butyl Ether

81 Plus de 80 % des véhicules finlandais consomment désormais des carburants reformulés.

82 Stockholm possède une flotte de 30 bus fonctionnant à l'éthanol.

83 Le jugement du Comité des Transports de la Chambre des Communes sur la dérégulation des transports urbains au Royaume-Uni (Grand Londres excepté) est sévère : " La plupart des entrants adoptent le même type de stratégie concurrentielle. L'attaque se porte en général sur les itinéraires les plus fréquentés, conduisant au centre-ville. Il n'est pas rare que la rivalité sur la route conduise les conducteurs de bus à s'attarder le long des rues ou aux arrêts très fréquentés, ou encore à faire la course pour arriver les premiers à ces arrêts. "

84 Aux Etats-Unis, au Canada ou en Australie où la taxation des carburants est très faible, la consommation de carburant routier est trois fois plus forte qu'en Europe.

85 Voir titre II, chapitre VI, III, A.

86 Enquête annuelle sur les travaux d'isolation et de maîtrise de l'énergie des ménages réalisée par la Sofres pour le compte de l'ADEME.

87 Sur les 10.000 ménages interrogés par courrier, seulement 11 % avaient réalisé des travaux d'isolation contre 14 % en 1986.

88 Ces chiffres sont issus de l'enquête précitée du CREDOC sur les " attitudes et opinions des Français vis-à-vis de l'énergie " réalisée en 1995.

89 Article 199
sexies C du code général des impôts.

90 Article 199 sexies D du code général des impôts.

91 L'arrêté du 9 juillet 1997 a annulé 11,2 millions de francs en autorisations de programme pour l'année 1997, soit 15 % des autorisations initiales et 2,25 millions de francs en crédits de paiement.




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