Michel DERDEVET

La sécurité d’approvisionnement, c’est-à-dire garantir en tout temps et en tout lieu la disponibilité de l’énergie, est sans aucun doute l’objectif premier des systèmes électriques et gaziers. À cet égard, l’Europe a jusqu’à aujourd’hui prouvé son excellence pour ces deux énergies. Pour autant, un certain nombre d’évolutions récentes mettent en péril cet acquis indéniable.

S’agissant du gaz, les tensions ces derniers mois liées à la crise ukrainienne ont rappelé la grande dépendance de l’Europe, surtout dans sa partie Est. Les gestionnaires de réseau de transport estiment ainsi qu’une interruption de l’approvisionnement par la Russie durant tout un hiver conduirait à des rationnements dans certains pays d’Europe de l’Est. Le reste de l’Europe pourrait en revanche traverser une telle crise grâce à la diversité de ses sources d’approvisionnement, à ses capacités de stockage et à ses terminaux d’approvisionnements en gaz naturel liquéfié. Or il apparaît que la sécurité de ces pays pourrait être partagée avec les pays de l’Est de façon simple : à l’heure actuelle les gazoducs dans ces pays sont conçus pour faire transiter le gaz d’Est en Ouest. Investir dans ces ouvrages pour permettre la réversibilité des flux, comme c’est le cas par exemple à l’Ouest, est un levier essentiel et identifié pour résoudre la problématique de l’approvisionnement en gaz de l’Europe de l’Est.

Concernant l’électricité, les tensions sur la sécurité d’approvisionnement se manifestent de différentes façons et sont liées tant aux dispositions relatives à la transition énergétique, qu’à la structure actuelle du marché de l’énergie.

Effectivement, la libéralisation des marchés européens de l’électricité s’est avérée difficilement compatible avec les politiques de soutien aux énergies renouvelables (EnR). Ces dernières ayant un coût de production marginal pratiquement nul, elles tirent à la baisse les prix du marché de gros et affaiblissent la rentabilité des autres capacités de production. Or, la subvention des ENR à travers des obligations d’achats et des tarifs garantis signifient qu’elles ne subissent en rien les modulations du marché qu’elles occasionnent. Il est cependant à noter que les évolutions actuelles vers des primes fixes contribueront à résorber pour partie ce phénomène. Toujours est-il que la diminution des prix du marché de gros conduit à geler de nombreux projets de centrales conventionnelles, essentielles à la sécurité d’approvisionnement lors des pointes de consommation, ou à la mise sous cocon de ces centrales.

Il convient cependant de préciser que les mécanismes de soutien aux énergies renouvelables ne sont pas les seules responsables de ce phénomène. Le développement du gaz de schiste aux États-Unis a ainsi contribué à diriger vers l’Europe d’importantes quantités de charbon américain à faible coût. Articulées à l’effondrement du prix de la tonne de CO2, les centrales à charbon sont devenues plus compétitives que les centrales à cycles combiné gaz dans lesquelles de nombreux producteurs avaient très largement investi, car elles étaient destinées à moduler l’intermittence des énergies renouvelables.

La dernière problématique concernant l’électricité renvoie à la capacité ou non d’un marché fondé sur le prix de l’énergie (marché energy only) à fournir un signal prix suffisant pour les investissements en capacité de pointe. C’est là l’objet d’un débat « lancinant » en Europe, qui n’est notamment pas tranché entre Français et Allemands. La France se dirige ainsi vers l’instauration d’un marché de capacité qui permettra une rémunération des installations de production fonctionnant lors des pointes de consommation. Les Allemands tendent à estimer qu’un marché energy only 2.0, c’est-à-dire notamment plus réactif, fournirait les incitations suffisantes pour répondre aux enjeux de capacité en Allemagne. En réalité, la problématique n’est pas similaire de part et d’autre du Rhin : en raison de la diffusion du chauffage électrique, la France a à affronter d’importants pics de consommation en hiver ; en Allemagne, la problématique tient davantage dans la gestion de l’intermittence des énergies renouvelables.

Dès lors peut-on constater la situation profonde, structurelle et à l’avenir croissante des enjeux relatifs à la sécurité d’approvisionnement en matière d’électricité. Les difficultés sont consubstantielles aux choix politiques forts opérés par les Européens en matière de développement des énergies renouvelables et de libéralisation des marchés. Souvent, la tentation est d’estimer que la meilleure des solutions serait de revenir sur ces objectifs et ce qui a été accompli. Mais ce serait faire l’impasse sur les progrès incontestables que la libéralisation des marchés de l’énergie a générés et continuera de générer, nonobstant les « cassandres » qui continuent à se voiler les yeux – y compris en France – sur l’effet bénéfique de la libéralisation sur les marchés de gros en Europe(1).

Les trois vagues de directives depuis la fin des années 1990 ont ainsi conduit à garantir l’accès neutre, équitable et non discriminatoire des tiers aux réseaux, à instaurer des régulateurs indépendants, à renforcer la pertinence des investissements ou encore à appuyer les nouvelles technologies et l’amélioration de l’efficacité des infrastructures. L’instauration des bourses de l’énergie a contribué à optimiser de façon transparente la production à travers le développement des interconnexions entre réseaux européens, tout en renforçant la solidarité entre États. Une unification du marché européen de l’électricité s’est bel et bien matérialisée à travers le couplage des régions à l’initiative de sept bourses européennes de l’énergie (APX, Belpex, EPEX SPOT, GME, Nord Pool Spot, OMIE et OTE).

Il convient donc de s’appuyer sur le cadre préexistant pour renforcer notre sécurité d’approvisionnement, d’autant que toute refonte d’ampleur de la politique énergétique semble difficilement envisageable. Dans ce contexte, investir le champ des réseaux apparaît comme un levier efficace et pragmatique.

Les interconnexions entre réseaux européens concourent effectivement à l’optimisation de la production en faisant appel aux unités les moins disantes (dans la mesure des capacités de transport inter-frontalières). Outre cette logique de marché, les interconnexions contribuent à la sécurisation de l’approvisionnement en cas de défaillance avec la possibilité de faire appel aux capacités de production des pays voisins. La coordination renforcée des gestionnaires de réseaux de transport européens a ainsi créé une solidarité au sein de l’Union européenne et réduit l’isolement énergétique des pays membres.

Plus largement, le développement des énergies renouvelables soulève des interrogations sur le maintien d’un niveau de qualité élevé pour les services énergétiques rendus. Pour le consommateur, la qualité au point de livraison est perçue à travers deux critères : la continuité de l’alimentation et la stabilité de la tension (pour l’électricité) ou de la pression (pour le gaz). Sur les réseaux électriques anciens, l’instabilité de l’injection venant de sources intermittentes (solaire et éolienne) augmente le risque de coupures brèves (d’une durée inférieure à trois minutes). Ces coupures sont préjudiciables au bon fonctionnement des équipements industriels et des appareils électroniques. Des investissements spécifiques seront nécessaires pour réduire le nombre de ces incidents. Or, l’une des principales difficultés de ces dernières années tient au fait que l’impact de la transition énergétique sur les réseaux a été sous- estimé. La problématique allemande de l’acheminement de l’électricité depuis le nord, lieu de grande production éolienne, vers le sud, consommateur, en est une bonne illustration. Il en va de même en Italie, mais dans le sens inverse : les grandes villes consommatrices du Nord font appel à l’énergie massivement produite dans le Sud.

En fait, une difficulté spécifique à l’électricité concerne le maintien des paramètres du courant à un niveau aussi proche que possible des valeurs de réglage, en fréquence et en tension. Avec un parc de production conventionnel (hydraulique, thermique, nucléaire), la taille des machines tournantes assure une stabilité au point de départ. Lorsque la production repose sur un grand nombre de petites unités, cet atout s’estompe. Par ailleurs, les centrales conventionnelles sont aisément pilotables à distance, ce qui n’est pas toujours le cas des sources renouvelables.

Dans tous les pays d’Europe, des investissements massifs sont dès lors impératifs, à la fois pour garantir une meilleure sécurité d’approvisionnement, mais aussi pour optimiser l’emploi des sources d’énergie disponibles. Cela devra avoir lieu tout d’abord au plan quantitatif : en l’absence de contrainte réglementaire, qui imposerait une localisation précise, les nouvelles installations éoliennes, solaires, hydrauliques, biomasses ou biogaz ne seront pas construites à proximité des réseaux denses, mais là où la ressource est disponible à moindre coût. Des extensions et renforcements des ouvrages existants seront donc nécessaires pour permettre une bonne insertion sur les réseaux de l’énergie produite. Cependant, la dimension qualitative sera tout aussi essentielle : l’aménagement des réseaux ne se limite pas à l’ajout ou au remplacement de matériels destinés au passage du courant (lignes, transformateurs, sectionneurs, etc.) ou du gaz (canalisations, vannes, postes de détente, etc.). En s’appuyant sur les technologies de l’information et de la communication, on incorpore aussi des équipements permettant une gestion active. Ces « réseaux intelligents » permettront de suivre quasiment en temps réel l’effet de milliers d’injections et de soutirages.

Un plan d’investissement européen a ainsi été engagé pour les prochaines années, dans le cadre des projets d’intérêt commun prévus par les articles 171 et 172 du traité sur le fonctionnement de l’Union européenne (TFUE). Il s’agit de projets d’infrastructures essentielles, qui aideront les États membres à intégrer physiquement leurs marchés de l’énergie, à diversifier leurs sources d’énergie et à s’extraire pour certains de l’isolement énergétique.

Mais une dissonance existe entre la prise de conscience de l’acuité du problème, sa dé nition comme priorité et l’engagement de l’UE en tant qu’entité (au-delà des efforts consentis par ses membres). Les besoins en investissement dans les infrastructures énergétiques sont, de l’avis de la Commission européenne de l’ordre de 1 100 milliards d’euros durant les dix prochaines années, dont 500 milliards d’euros pour la production, 400 milliards d’euros pour la distribution et 200 milliards d’euros pour le transport. Selon le règlement du Parlement européen et du Conseil du 17 avril 2013 sur les orientations pour les infrastructures énergétiques transeuropéennes, les projets communs doivent concerner prioritairement la mise en place de corridors énergétiques. Ils sont évalués au nombre de 100 pour le domaine électrique et de 50 dans le domaine gazier, dans l’étude d’impact préliminaire. Mais face à ces montants, seule une enveloppe de 6 milliards d’euros est prévue, dans le cadre du Mécanisme pour l’interconnexion de l’Europe (MIE), pour les infrastructures énergétiques transeuropéennes au cours de la période 2014-2020. Cette enveloppe s’inscrit dans le mécanisme Connecting Europe Facilities (33 milliards d’euros, dont 26 pour les transports, 1 pour les réseaux de télécommunications et 6 pour l’énergie).

Par ailleurs, la réunion du Conseil européen du 23 octobre 2014 a fixé à 10 % l’objectif minimum d’interconnexions électriques d’ici à 2020. Un objectif de 15 % d’interconnexions est tracé à l’horizon
2030 et doit être atteint grâce à la réalisation de projets d’intérêt commun. Dans ce contexte, le montant des
investissements pour le réseau de transport d’électricité nécessaires a été estimé à 100 milliards d’euros à l’horizon 2020 par la Commission et à 150 milliards à l’horizon 2030 par ENTSO-E. L’association ENTSO-E appelle à ce que le taux moyen de 15 % soit différencié selon les États membres, en fonction des situations présentes et de l’évolution du parc de production national et des lieux de consommation. Au total, les capacités d’interconnexion doivent doubler selon ENTSO-E. Une organisation comme Greenpeace considère pour sa part que, à l’horizon 2030, 26 275 km de lignes à haute et très haute tension (avec un taux de pénétration des énergies renouvelables de 77 %) seront nécessaires, contre 50 110 km pour ENTSO-E (avec un taux de pénétration des énergies renouvelables de 37 %).

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Ce développement des interconnexions vise à faire disparaître les goulets d’étranglements (notamment au niveau de la péninsule ibérique) et l’isolement de certains États membres (insularité, barrières naturelles). Cette politique d’investissement massif améliorera la sécurité d’approvisionnement des pays européens et développera une solidarité énergétique européenne. Ce n’est bien qu’à travers un marché de l’énergie unifié et mieux interconnecté que pourront être intégrées les capacités de production renouvelables dans le système électrique européen et, dans le cas du gaz, assurer un meilleur accès aux systèmes de stockage disponibles et aux terminaux de gaz naturel liquéfié (GNL).

Le maillage de l’Europe par des autoroutes électriques constitue un impératif de sécurité collective. Il est également la condition d’une efficacité économique à travers une meilleure utilisation des moyens de production.

Néanmoins, la sécurité d’approvisionnement ne pourra se traiter uniquement à travers le développement d’interconnexions. Les enjeux de R & D sont tout aussi essentiels, en plus de promettre un certain nombre de perspectives industrielles. Quatre « thèmes » majeurs de R & D se détachent ainsi pour répondre aux problématiques des réseaux énergétiques de demain : le courant continu haute tension (HVDC), les smart grids (ou réseaux intelligents), la mobilité (ces trois derniers enjeux étant fortement interdépendants) et enfin le stockage.

L’utilisation du courant continu haute tension remonte aux origines de l’électrification. Il présente l’intérêt de pouvoir transporter le courant sur de longues distances avec peu de pertes.

Néanmoins, les infrastructures de courant continu haute tension sont particulièrement coûteuses et donc utilisées uniquement pour certaines liaisons souterraines ou sous- marines.

On constate actuellement de fortes résistances locales à l’installation de lignes aériennes classiques (notamment pour des raisons visuelles). C’est pourquoi l’enfouissement grâce à la technologie du courant continu est fréquemment privilégié, mais pour un coût sept à huit fois plus élevé.

Alors que des dizaines de milliers de kilomètres de lignes devront être réalisées en Europe dans les vingt années à venir, l’enjeu de la réduction de ces coûts est posé afin d’améliorer la compétitivité de l’enfouissement, voire de remplacer certaines lignes aériennes en courant alternatif par du courant continu apte à transporter de plus fortes puissances, et de structurer un « supergrid » à des tensions de l’ordre du GigaVolt et faisant office d’autoroutes de l’électricité en Europe.

Le deuxième axe majeur tient dans le développement des smart grids, et plus largement dans les perspectives de pilotage de la demande et d’introduction du digital au niveau du réseau public de distribution et chez le consommateur.

Le pilotage de la demande consiste à sortir du paradigme selon lequel l’équilibre nécessaire à chaque instant entre la production et la consommation est assuré par la production. Désormais, le développement des technologies de l’information et de la communication offre la perspective d’un ajustement par la consommation, en déplaçant les moments de fonctionnement des appareils électriques (chauffage, recharges de véhicules électriques, etc.). Ce pilotage de la demande apparaît d’autant plus crucial que les énergies renouvelables sont généralement intermittentes et ne contribuent pas à l’équilibre entre l’offre et la demande. On observe ainsi une augmentation rapide des volumes échangés sur les marchés infra- journaliers, révélant les besoins croissants de exibilité.

Un pilotage plus optimal de la demande pourrait faire économiser 60 à 100 milliards d’euros par an à l’horizon 2030, en permettant de limiter les investissements en capacités de production, en infrastructures de transports et de distribution, et en réduisant les coûts de fonctionnement.

Cependant, les modalités d’action sont variées, les business models encore incertains et les démonstrateurs en Europe à la fois nombreux et disparates. Pour autant, les smart grids sont d’ores et déjà une réalité dans nombre d’installations de distribution. Depuis 2002, près de 459 projets ont impliqué des centaines d’acteurs européens dans 47 pays pour un montant total investi de 3,15 milliards d’euros. Sur les 578 différents sites concernés, 532 sont sur le territoire de l’Union européenne. La moitié des projets est encore en cours pour une enveloppe totale de plus de 2 milliards d’euros. On observe de plus un accroissement de la taille des projets dans le temps.

La mise en place des smart grids s’accélérera avec le déploiement des compteurs communicants, dont près de 72 % des consommateurs européens devraient être équipés en 2020. Ils conduiront à une multiplication par 10 000 du volume de données de comptage dans le résidentiel, auxquelles il faut ajouter le développement des objets communicants. La modification de la chaîne de valeur énergétique générée par cette irruption du Big Data sera un tournant décisif pour toutes les industries énergétiques européennes, et pour les 500 millions de consommateurs et de citoyens européens !

La mise en place d’un écosystème à même de valoriser ces données et de faire émerger des « consom’acteurs » participant au bon fonctionnement du système énergétique représente un enjeu important pour l’Europe. Il s’agit tout à la fois de garantir la sécurité des données, de contribuer à l’émergence des futurs business models du pilotage de la demande, de développer une régulation favorable à ces dynamiques, et de s’assurer du développement de lières industrielles européennes compétitives à l’échelle internationale. En effet, selon le cabinet Navigant, le marché mondial des smart grids devrait doubler d’ici 2020 pour atteindre 55,8 milliards d’euros annuels.

Néanmoins, sur les 40 milliards d’euros d’investissements que requièrent les smart grids à l’horizon 2020, près de 20 milliards d’euros pourraient manquer selon la Commission européenne. Il est par conséquent urgent pour l’Europe de mettre en place une stratégie alliant accroissement de l’investissement, adaptation de la régulation et meilleure coordination de la R & D.

Par ailleurs, la mobilité électrique et le stockage sont deux chantiers à même de produire un effet de levier a n d’accélérer le déploiement des smart grids. La mobilité est effectivement un enjeu central de la transition énergétique, permettant de réduire la facture pétrolière et les émissions de CO2 européennes. Une des voies privilégiées ces dernières années tient dans le développement de véhicules fonctionnant à l’électricité, mais aussi au gaz naturel et à l’hydrogène. Ces différentes solutions ont chacune un impact fort sur les réseaux énergétiques, et il faut les envisager de manière combinée, car avec l’hybridation des réseaux, le Power to gas, la France peut être porteuse d’une réponse territoriale mixte, alliant intelligemment l’expertise de ses réseaux de distribution électriques et gaziers.

S’agissant des véhicules électriques, leurs charges peuvent s’avérer particulièrement lourdes pour le réseau. Deux millions de véhicules électriques ne représenteraient en France qu’un volume de l’ordre de 1 à 2% de la consommation totale d’électricité, mais pourraient représenter des appels de puissance significatifs si les recharges devaient toutes se concentrer au même moment. En outre, les infrastructures de recharge étant toutes raccordées au réseau électrique de distribution, leur impact sur la gestion de ce réseau et son dimensionnement sont à envisager préalablement. En effet, la rapidité de la recharge détermine la puissance appelée et donc le dimensionnement du réseau. Afin de limiter les coûts de branchement et de renforcement, le déploiement des bornes de recharges doit donc être optimisé et la charge faire l’objet d’une régulation (afin d’éviter les congestions en heures de pointe). Une charge durant les heures de pointe aurait une forte empreinte carbone, au point qu’un véhicule électrique « émettrait » plus de CO2 qu’un véhicule thermique. Autrement dit, il s’agit autant que possible de piloter la charge, de la même façon que l’eau chaude sanitaire.

On perçoit ici la nécessaire articulation des véhicules électriques avec les smart grids et les potentiels usages que pourraient rendre des millions de batteries raccordées au réseau pour absorber l’intermittence des énergies renouvelables (Véhicules-to-Grid). Ce sont là des chantiers particulièrement observés en Allemagne et en Autriche. Cependant, les perspectives en la matière restent extrêmement dépendantes de l’amélioration du coût et des performances des batteries.

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C’est pourquoi le stockage de l’électricité suscite de fortes attentes, notamment pour la exibilité qu’il offrirait au système électrique. Le stockage permettrait de pallier l’intermittence des éoliennes et des panneaux photovoltaïques, d’assurer un relais de production pendant les pointes et de développer l’autoconsommation.

Si différentes solutions existent d’ores et déjà, telles que l’eau chaude sanitaire ou les stations de transfert d’énergie par pompage (STEP), il apparaît cependant que les possibilités d’équipements supplémentaires sont limitées. Par ailleurs, d’importants verrous à l’essor de nouvelles technologies plus exibles demeurent, telles que les batteries Lithium-Ion ou le Power to gas. Le principal inconvénient réside dans la compétitivité économique de ces solutions qui demeure encore très éloignée des conditions du marché, mais aussi dans la taille encore importante des batteries. Dans sa vision prospective, l’Ademe n’envisage un essor industriel des systèmes de stockage stationnaires qu’à partir de l’horizon 2030. De son côté, McKinsey estime que si le prix du stockage de l’énergie devait chuter dans les années à venir, l’ampleur et la vitesse de cette diminution restent en débat. Selon le cabinet de conseil, le coût de la batterie Lithium-Ion pourrait diminuer de 600 $/kWh à 200 $/kWh en 2020 et 160 $/kWh en 2025.

Le stockage est une composante majeure des principaux projets de smart grids lancés en 2012 et 2013 et il est essentiel au développement de la mobilité électrique. Il importe donc de renforcer et de mieux coordonner, à l’échelle européenne, les efforts visant à en accroître les performances et le coût. La question de la mobilité électrique est directement liée à celle des infrastructures de recharge. Ainsi, la coordination et l’accélération, à l’échelle européenne, du déploiement des infrastructures de recharge sont la clé pour réaliser un choc d’offre d’ampleur permettant d’ouvrir des perspectives industrielles. Dans le même temps, un plan coordonné de déploiement de ces infrastructures en Europe permettrait aux gestionnaires de prendre en compte dès aujourd’hui les capacités d’accueil et leur éviterait de devoir réinvestir par la suite faute de visibilité initiale. Il ressort que la plupart des projets de R & D en Europe et dans le monde portent sur des enjeux et des opportunités similaires. Aussi l’Europe doit-elle renforcer rapidement sa coordination et ses investissements, compte tenu du rôle crucial de la R & D pour permettre l’intégration des énergies renouvelables, garantir la sécurité du système énergétique et assurer le développement de filières innovantes compétitives à l’international.

La sécurité de l’approvisionnement énergétique européen passera donc bel et bien par un investissement significatif dans les réseaux de transport et de distribution. L’augmentation des interconnexions permettra ainsi une meilleure mutualisation des capacités de production à l’échelle du continent. Dans le même temps, le développement de la R & D dans le domaine des smart grids, du stockage ou du courant continu, sera nécessaire pour compléter cette approche, tout en ouvrant de larges perspectives à l’international pour les industries des États membres. Ce n’est effectivement qu’en la mettant en adéquation avec les enjeux de la compétitivité des États membres et de la dynamique de la transition énergétique, que la sécurité d’approvisionnement sera durablement garantie en Europe.

Le rapport Derdevet

Douze propositions pour mettre les énergies européennes en réseaux

Dans les quinze années à venir, l’Europe de l’énergie affrontera des défis majeurs en termes de sécurité d’approvisionnement, d’adaptation à la transition bas carbone, de financement et de compétitivité des prix de l’énergie, pour les industriels et les ménages.

Autour de cette perspective, Michel Derdevet a remis le 23 février 2015 à François Hollande un rapport intitulé « Énergie, l’Europe en réseaux » (La documentation Française – bibliothèque des rapports publics) qui plaide pour que les réseaux énergétiques soient placés au cœur de tout traitement global et cohérent de ces enjeux.

L’objectif est de contribuer à une industrie européenne compétitive à l’échelle mondiale, générant de la croissance et des emplois, aujourd’hui (investissements dans les infrastructures) et demain (investissement dans la R & D), tout en réduisant les coûts de la transition énergétique grâce aux interconnexions, à des financements communautaires à faible taux d’intérêts et à une régulation plus visible, plus souple et européenne.

Dans cette perspective, il suggère trois axes majeurs, qui méritent d’être rapidement explorés ou renforcés : tout d’abord, la rénovation du cadre de la sécurité d’approvisionnement et de la coopération entre les gestionnaires de réseaux ; ensuite les convergences régulatoires et les innovations nancières pour optimiser les coûts d’investissement ; enfin, le positionnement de l’Europe en leader de l’innovation énergétique, grâce à la mise en place de coopérations renforcées en matière de R & D, de normes, de données ou encore de mobilité.

Ces différentes initiatives doivent s’inspirer des coopérations réussies et privilégier notamment les approches axées sur les échanges entre États membres, régions, ou collectivités régionales.

Les douze propositions qu’il formule s’articulent entre elles du fait de l’interdépendance des différents enjeux. Le rapprochement des régulations européennes est ainsi très largement lié à un renforcement de la coopération entre GRT. Dans le même temps, le développement des interconnexions et les investissements sur le réseau de distribution sont liés à la visibilité du cadre tarifaire, lui- même dépendant de la régulation.

L’ensemble vise à la mise en place d’une dynamique contribuant à optimiser les coûts d’investissements, à garantir un haut niveau de sécurité d’approvisionnement, à assurer l’intégration des marchés, pour affirmer la position de l’Europe comme leader de l’innovation énergétique.

Rénover le cadre de la sécurité d’approvisionnement et de la coopération entre gestionnaires de réseaux

Proposition n°1 – Renforcer les coordinations en matière de sécurité d’approvisionnement

Depuis quelques années, les craintes sur l’approvisionnement énergétique européen sont revenues à l’avant-scène, notamment suite à la crise gazière russo-ukrainienne de 2009. Elles concernent également (et plus étonnamment) l’électricité. En effet, le développement des énergies renouvelables et la fermeture des centrales thermiques classiques recomposent la carte des capacités de production européenne et des réseaux qui y sont liés, tout en exigeant la prise en compte du caractère intermittent des énergies renouvelables.

L’enjeu devient d’autant plus prégnant que la consommation d’électricité pourrait croître, en raison du développement des technologies de l’information et de la communication et des transferts d’usages depuis d’autres énergies, comme par exemple avec les véhicules électriques.

Par conséquent, l’Europe doit pleinement reconsidérer l’enjeu de la sécurité d’approvisionnement, l’un des pans du « trilemme » énergétique (sécurité d’approvisionnement, prix acceptable, énergie décarbonée) et encourager une harmonisation et un traitement partagé de cette problématique.

Sans cette nouvelle appropriation de la question par l’Europe, qui présente l’échelle optimale pour son traitement ef cace, le risque est de voir émerger des visions éclatées, non coordonnées, menaçant le marché européen et entraînant des surcoûts pour les consommateurs du fait de surcapacités évitables.

Une coordination renforcée des politiques de sécurité d’approvisionnement apparaît dès lors essentielle.

Il s’agit notamment de s’appuyer sur les travaux déjà engagés dans le cadre du Forum Pentalatéral, des ENTSO2 et de l’ACER3. L’idée est d’éviter la création d’une nouvelle structure coûteuse, mais bien de s’appuyer sur ces différentes initiatives et de faire jouer les synergies entre les structures existantes, jusqu’ici insuffisamment exploitées.

Cette coordination renforcée devrait viser notamment à favoriser le partage d’une méthodologie commune dans l’évaluation des risques liés à l’équilibre offre-demande et l’adoption rapide de règles du jeu pouvant éviter un « black- out ». Elle devrait permettre d’organiser des échanges sur les bilans prévisionnels énergétiques des États membres, au-delà des plans de développement à dix ans des réseaux. Comment envisager en effet que l’Europe convienne d’objectifs stratégiques à cinq, dix ou quinze ans sans se soucier des trajectoires nationales correspondantes et des impacts liés aux choix faits par les États membres, qui pèsent sur la sécurité commune ? Il s’agirait aussi d’élaborer des objectifs partagés et convergents en matière de sécurité d’approvisionnement, prenant en compte les orientations énergétiques des États membres (perspectives d’échanges avec les pays voisins) et les instruments dédiés (tels que les mécanismes de capacité). Elle pourrait ensuite fournir des recommandations en vue de solutions conjointes respectant les souverainetés nationales en matière de mix énergétique. Enfin, elle serait à même de déterminer les projets d’infrastructures prioritaires en matière de sécurité d’approvisionnement et leur éligibilité aux financements européens.

Proposition n°2 – Prolonger et densifier les coopérations entre les gestionnaires de réseaux de transport : pour des GRT européens

Les réseaux de transport sont au cœur de la sécurité d’approvisionnement et de l’intégration du marché européen grâce aux interconnexions. Ils occupent une fonction essentielle pour l’optimisation du parc de production, contribuant à la diminution de la facture énergétique.

Si les activités des gestionnaires de réseau de transport sont régulées, ces derniers concourent aussi, largement, à l’élaboration de la régulation du fait de leurs responsabilités en matière de sécurité d’approvisionnement. Leur coopération dans le cadre des deux ENTSO a ainsi été créatrice d’avancées importantes.

Cependant des divergences importantes demeurent entre les pays. Les missions qui sont confiées aux gestionnaires varient souvent, et par là même, leurs tarifs.

Depuis quelques années, des mouvements de consolidation s’opèrent concernant les activités de transport, notamment d’électricité. Ce contexte ouvre des opportunités à la formation de GRT européens, notamment au moyen de participations croisées. Cela éviterait une dilution de leur capital, voire leur contrôle par des acteurs extra-européens, pouvant affecter ces infrastructures clés qui relèvent de la souveraineté énergétique européenne.

Réseau de transport d’électricité (RTE), qui est géographiquement au cœur de 40 % des interconnexions européennes et qui a participé activement depuis quinze ans aux avancées européennes, peut être le pivot de cette nouvelle dynamique.

Des ajustements du cadre réglementaire sont nécessaires. Ils devront favoriser ces coopérations plus poussées, sur des bases pragmatiques et régionales, consistant notamment à améliorer la plaine cation et le déploiement des interconnexions, à améliorer la compatibilité des outils existants, à mutualiser les efforts de R & D ou encore à accélérer la mise en place des codes de réseaux. La mise en œuvre de participations croisées serait enfin une perspective à même de renforcer les interdépendances stratégiques.

Proposition n°3 – Encourager les coopérations transfrontalières entre gestionnaires de réseaux de distribution

L’importance des réseaux de distribution est encore sous-estimée au niveau européen. Pourtant, les défis de demain interviendront dans leur périmètre : raccordement de la production décentralisée d’énergie (éolien, photovoltaïque, biogaz), gestion des nouveaux modes de production et de consommation (véhicules électriques, autoconsommation), révolution digitale (gestion des données produites par les compteurs intelligents), coordination avec les acteurs de marché dont les activités ont un impact sur les réseaux (agrégateurs).

Il faut désormais faire porter les priorités de l’Union sur le déploiement des réseaux énergétiques intelligents, c’est-à-dire sur les réseaux moyenne et basse tension en électricité et sur les réseaux gaziers à moyenne et basse pression.

Aucun outil européen ne le permet aujourd’hui. Le « mécanisme pour l’interconnexion en Europe », initié en 2013 afin d’identifier des projets d’intérêt commun, avait validé 248 projets d’infrastructures, dont deux seulement étaient des projets de smart grids. Un seul vient d’obtenir in fine le soutien financier de l’Union.

On pourrait envisager que la Commission européenne, dans une approche renouvelée du sujet, accompagne dorénavant les projets de coopération régionale en matière de distribution, et qu’elle les encourage de manière spéci que.

En ce sens, des initiatives transfrontalières entre gestionnaires de réseaux de distribution (GRD) sont souhaitables. Elles permettraient, par exemple, de tirer tous les bénéfices d’une coopération possible entre la Sarre et l’Usine de Metz, ou autour du sillon rhénan, de Fribourg à Karlsruhe, avec un partenaire français de référence comme Électricité de Strasbourg.

On peut aussi citer le projet de démonstrateur CROME (Cross Border Mobility for Electric Vehicles), visant à encourager dans la région franco-allemande du Rhin supérieur (Alsace et Moselle côté français, de Karlsruhe à Baden-Baden, Fribourg et Stuttgart côté allemand) l’utilisation de véhicules électriques grâce à des infrastructures de charge interopérables et à un système d’itinérance transfrontalière.

Placé sous le pilotage de l’Institut de technologie de Karlsruhe (KIT) et de différents partenaires industriels, ce projet constitue un premier pas vers un système de prises standard, qui contribuera à une intensification des investissements privés en matière d’infrastructures de charge et à un accroissement de la taille du marché. L’association étroite des gestionnaires de réseaux de distribution d’électricité à ce type d’initiative est une condition essentielle. Elle permet en effet de développer des comportements de charge compatibles avec le bon fonctionnement du système électrique, facilitant ainsi l’intégration des véhicules électriques au réseau et leur participation à la transition énergétique.

Dans le domaine gazier, les échanges sont nombreux autour des pratiques professionnelles, des fondamentaux de la sécurité gazière et des innovations. Le Power to gas en France et en Allemagne et son lien avec la mobilité en sont un exemple. La nécessaire transition du gaz B vers le gaz H dans le Nord de la France, la Belgique, l’Allemagne et les Pays-Bas, qui interviendra à la fin de l’exploitation du champ de Groningue, représente aussi une opportunité de travail en commun.

Proposition n°4 – Mailler les pionniers de la gouvernance locale de l’énergie. Créer un Forum européen des territoires

Les acteurs des territoires ont un rôle majeur à jouer dans la transition énergétique engagée en Europe. Les stratégies européennes et nationales de changement vont conduire à élargir leur champ d’intervention, dans le cadre du déploiement des énergies renouvelables, de l’amélioration de l’efficacité énergétique et de la promotion de modes de transport sobres en carbone. De plus, le développement des énergies renouvelables, qui va appeler d’importants investissements sur les territoires ruraux, est un formidable levier pour repenser et approfondir les liens entre ces derniers et les territoires urbains. Différentes initiatives, comme Energy cities ou le réseau 100 % RES communities fédère déjà utilement la dynamique des territoires à énergie positive à l’échelle européenne. Dès 2008, 350 magistrats européens signaient ainsi la convention des maires et s’engageaient à mettre en œuvre prioritairement le paquet Énergie-Climat sur leur territoire.

En France, le projet de loi sur la transition énergétique pour la croissance verte prévoit que 200 territoires volontaires soient encouragés dans une démarche exemplaire au service du nouveau modèle énergétique et écologique français (territoires de la transition énergétique).

Ces derniers mois, les échanges entre collectivités et régions d’Europe se sont amplifiés, générant écoute mutuelle et partage des bonnes pratiques.

Pour tirer le meilleur parti de ce foisonnement d’initiatives, faire connaître et mettre en perspective les résultats obtenus, des « jumelages » entre territoires et régions européennes seraient utiles. Ils favoriseraient les échanges sur les projets énergétiques engagés et les meilleures pratiques déployées pour associer les citoyens.

Mais on pourrait envisager également la mise en place d’un forum européen des territoires, structure permanente d’échanges à l’échelle européenne, pour systématiser les retours d’expérience et l’émergence des bonnes pratiques, travailler sur les enjeux d’acceptabilité et faciliter la réflexion sur les régulations locales.

Ce forum pourrait être adossé à une institution européenne (Comité des régions d’Europe ou Comité économique et social européen).

Favoriser les convergences régulatoires et les innovations nancières

Proposition n°5 – Promouvoir une coordination des régulations offrant visibilité et incitations

Plusieurs centaines de milliards d’euros d’investissement seront nécessaires dans les quinze prochaines années sur les réseaux de distribution et de transport, en gaz et en électricité. La capacité des gestionnaires de réseaux à réaliser ces investissements, et cela à moindre coût, dépend directement de la régulation, qui détermine notamment le cadre tarifaire de ces activités non concurrentielles.

L’adaptation du cadre réglementaire est nécessaire, afin de réduire les coûts de la transition énergétique, ainsi que sa stabilité, afin de donner une visibilité de long terme aux investisseurs et de mobiliser efficacement les capitaux privés. Le renforcement des interconnexions en Europe n’est donc pas dépendant de la seule mobilisation de fonds, publics ou privés. Il suppose aussi une amélioration de la coordination entre les différents régulateurs nationaux, et la clarification/simplification des délais d’autorisations administratives.

Par exemple, la gestion des réseaux est une industrie de coûts fixes, alors que les tarifs se partagent souvent entre une part variable prépondérante, fonction de l’énergie acheminée, et une part fixe plus faible, relative à la puissance souscrite. Un rééquilibrage de ces deux parts constituerait un signal auprès des investisseurs, notamment dans un contexte d’essor de l’autoconsommation où le réseau pourrait jouer une fonction de secours plutôt que d’approvisionnement. Mais aussi, le cadre réglementaire pourrait être adapté aux efforts de R & D et à l’émergence de solutions innovantes.

Une convergence des régulations autour d’axes à déterminer par les acteurs contribuerait à ériger un cadre tarifaire résilient, garantissant un socle de revenus aux gestionnaires de réseaux, permettant l’intégration des innovations en cours et rapprochant les tarifs d’utilisation des réseaux entre pays. De telles orientations contribueraient à augmenter la « bancabilité », c’est-à- dire l’ampleur des nancements mis à disposition par les banques et la durée des prêts.

Il pourrait être envisagé d’accroître les moyens et les compétences de l’ACER, de renforcer les coopérations entre régulateurs nationaux, d’inciter à la bonne localisation des moyens de production sur le réseau, d’autoriser les limites ponctuelles de puissance injectée, d’augmenter la part de la puissance souscrite (part fixe) dans la tarification ou encore de prendre en compte dans les charges des entreprises de réseau les investissements en R & D.

Proposition n°6 – Créer un fonds d’investissement pour les territoires traversés par les infrastructures stratégiques

Depuis plusieurs années, les projets d’infrastructures énergétiques, notamment de transport d’électricité, butent sur des difficultés d’acceptation par les populations voisines de ces nouveaux ouvrages. Ces infrastructures d’intérêt général apportent des bénéfices diffus à l’ensemble d’un pays ou de l’Europe, mais concentrent des désagréments sur des zones délimitées, qui n’en perçoivent ni l’intérêt ni la justification.

Par conséquent, la réalisation d’un projet implique presque systématiquement plusieurs années de concertation et de recours, ce qui contribue à en étendre les délais de déploiement et à renchérir le coût. Ces obstacles conduisent désormais fréquemment à l’enfouissement des lignes pour des coûts près de sept à huit fois supérieurs à ceux de lignes aériennes. Le légitime souhait de préservation du paysage par les populations locales s’accompagne ainsi d’un surcoût important pour la collectivité. Et si le retard pris est difficile à traduire en termes économiques, l’adaptation du réseau de transport aux nouvelles exigences de la sécurité d’approvisionnement et du développement des énergies renouvelables est une question clé.

La mise en place d’un fonds d’investissement européen permettrait de diminuer ces surcoûts, d’accélérer le temps de réalisation des projets et de dynamiser l’activité des territoires impactés à travers des investissements du fonds. Un tel fonds devrait être adossé au Plan Juncker, dont il serait la contrepartie territoriale, et devrait conditionner ses investissements à l’approbation d’un projet d’infrastructure par l’ensemble des collectivités traversées et par un référendum local. Le fonds investirait dès lors dans les territoires impactés, afin de dynamiser leurs activités économiques et de densifier leurs équipements publics en contrepartie des effets indésirables locaux de l’infrastructure.

Proposition n°7 – Réintroduire une perspective longue dans les nancements

Si l’amélioration du cadre réglementaire peut contribuer à faciliter les investissements sur les réseaux et à en limiter les coûts, des leviers supplémentaires sont indispensables, eu égard à l’ampleur des montants. À ce titre, le plan Juncker, qui prévoit entre autres le financement d’infrastructures énergétiques stratégiques, constitue une avancée importante, mais insuffisante. D’autant que celui-ci ne s’ajoute pas au Connecting Europe Facility et au programme Horizon 2020, mais utilise au contraire leurs enveloppes comme garantie.

Alors que les taux d’intérêt sont faibles, notamment comparés au taux de rémunération des infrastructures énergétiques, une amplification de l’investissement public représente autant une opportunité nancière pour les États qu’un enjeu industriel et stratégique. Articulée à l’amélioration évoquée de la visibilité tarifaire, une perspective de rémunération à long terme et de relance de l’activité économique émerge ainsi. Et cela alors que, selon le FMI, le contexte macroéconomique actuellement atone induit des multiplicateurs budgétaires élevés. Une synergie se dessine ici entre les taux d’intérêts faibles, les perspectives de rémunération stables sur le long terme, les effets multiplicateurs des investissements sur les infrastructures et enfin les intérêts stratégiques des États membres et de l’Europe.

Un tel programme devrait notamment avoir pour objectif la réalisation à brève échéance des infrastructures critiques telles que définies à travers les coordinations renforcées en matière de sécurité d’approvisionnement (cf. proposition n° 1). Il aurait aussi pour vocation de s’articuler au plan Juncker afin d’en renforcer la dynamique.

Les mesures envisagées pourraient inclure l’amortissement, dans le calcul des déficits publics, des investissements réalisés dans les infrastructures énergétiques, la création d’un livret d’épargne européen fléché vers les infrastructures énergétiques, la création d’un fonds franco-allemand de financement des infrastructures et des projets d’intérêt (R & D) conjoints, piloté conjointement par la Caisse des Dépôts et le Kreditanstalt für Wiederaufbau, ou encore et surtout l’évolution du contenu de Solvabilité 2 (adaptation de la réglementation nancière) afin de ne plus affecter la même charge en capital aux infrastructures, au private equity et aux hedge funds.

Placer l’Europe à la pointe de l’innovation énergétique

Proposition n°8 – Mutualiser les efforts européens de R & D en matière de réseaux intelligents

Face aux défis énergétiques européens, les enjeux de R & D apparaissent cruciaux tant pour assurer l’intégration des énergies renouvelables, et notamment leur intermittence, que pour offrir de nouveaux services aux usagers et réduire les coûts de la transition énergétique. Ces enjeux européens s’inscrivent dans un contexte de vive concurrence internationale, alors que de nombreux pays (Chine, États-Unis, Japon) investissent massivement pour stimuler l’innovation énergétique, notamment dans les réseaux.

Or, les budgets européens en matière de R & D énergétique demeurent faibles, au même niveau en coûts réels que ceux des années 1980. Par ailleurs, les projets sont nombreux, mais disparates et de petite dimension. Enfin, l’Europe a déjà mis en place des structures pour coordonner et accompagner ses initiatives de R & D avec le SET Plan et l’European Electricity Grid Initiative (EEGI), mais sans leur conférer ni les moyens ni l’envergure adaptés aux enjeux.

Pour que l’Europe soit au niveau de ses ambitions en matière énergétique, un renforcement de son investissement dans la R & D est une nécessité, ainsi que la rationalisation de ses initiatives en la matière.

Nul besoin d’un bouleversement de grande ampleur, mais uniquement de s’appuyer sur les structures existantes en leur donnant la dimension et les moyens adéquats. De fait, les évolutions à venir doivent s’aborder à une échelle internationale.

Pour impulser une nouvelle dynamique à la R & D sur les réseaux, il s’agirait notamment de réaliser le retour d’expérience des nombreux démonstrateurs smart grids pour identifier les projets et les technologies à même d’être déployés rapidement sur des expérimentations de plus grande ampleur et de recentrer l’effort européen de R & D autour de quatre priorités : le courant continu haute tension (HVDC), les smart grids, le stockage et la mobilité propre. Cela serait mis en œuvre en renforçant en conséquence les budgets du SET Plan et de l’EEGI pour atteindre des volumes de R & D sur les réseaux équivalents à nos concurrents internationaux. Il serait sans doute aussi envisageable d’activer un programme spéci que de grande ampleur (de type Apollo) consacré au stockage de l’énergie, pour en réduire les coûts et faire émerger les « use case ».

Proposition n°9 – Densifier les efforts de normalisation européenne

Les enjeux de normalisation impactent aussi bien la sécurité d’approvisionnement et l’intégration des marchés européens de l’énergie que la compétitivité des entreprises européennes dans la concurrence mondiale.

Par exemple, pour le gaz naturel, les différences de normes en matière d’odorisation empêchent les transits inversés ( ux réversibles ou reverse ows) entre la France et l’Allemagne, affectant par là même l’intégration des marchés gaziers et potentiellement la sécurité d’approvisionnement.

Or, l’approche communautaire est pour l’instant peu invasive, notamment s’agissant des réseaux de distribution. En matière d’équipements, la diversité des normes entre États européens limite singulièrement les perspectives de déploiement de nouvelles technologies, et freine les entreprises européennes dans leur stratégie internationale.

Pourtant, la normalisation constitue un puissant facteur d’accélération de la transition énergétique et d’économies d’échelles, tout en contribuant à l’amélioration des échanges commerciaux entre les États européens. Par ailleurs, le rôle croissant des technologies de l’information et des télécommunications dans le secteur de l’énergie appelle à encourager les coopérations en matière de normalisation avec l’European Telecommunications Standards Institute (ETSI). Fort de sa structure internationale, l’ETSI est effectivement en capacité d’imposer des normes au secteur de l’énergie, dont l’approche en matière de normalisation a tendu jusqu’ici à demeurer à une échelle nationale, voire infranationale.

L’enjeu de la normalisation demande une impulsion politique forte en faveur d’un renforcement des collaborations entre industriels et instituts de recherches, en particulier sur les sujets émergents des smart grids. L’Europe ne peut plus uniquement se contenter de penser, de manière subsidiaire, « bottom up » et « interopérabilité » entre ses membres. À l’image des grands acteurs mondiaux, elle doit se fixer comme horizon stratégique de définir et de généraliser des normes communes, faisant d’elle le leader dans le domaine des réseaux intelligents.

Face au manque actuel de structuration européenne, l’approche doit être pragmatique, à travers des collaborations bilatérales, notamment franco-allemandes, susceptibles d’enclencher plus largement.

Pour ce faire, il serait souhaitable d’institutionnaliser un réseau des laboratoires européens chapeauté par le Joint Research Center (JRC) et de placer les travaux de normalisation dans un cadre européen clair et unifié, avec une seule direction générale de la commission en pilotage, la DGÉnergie, et un mandat unique. Toute les instances existantes de normalisation européennes seraient ainsi amenées à concourir à une stratégie commune et partagée portée par l’Union. Cela ne pourrait cependant être pleinement opérationnel sans la promotion des partenariats entre équipementiers, notamment franco-allemands, afin de renforcer la cohésion en termes de normalisation et le développement de projets communs transfrontaliers autour des smart grids.

Il conviendrait par ailleurs de privilégier les travaux de normalisation liés aux protocoles de communication et à la cyber-sécurité, stratégiques à la fois en termes de protection des libertés individuelles et de leadership mondial.

Proposition n°10 – Créer une plateforme européenne des données énergétiques

Avec le déploiement des compteurs communicants et l’arrivée des objets connectés, les données disponibles sont appelées à croître de façon exponentielle. Les technologies d’exploitation de ces données (Big Data), en progrès continu, ouvrent des perspectives nouvelles pour le système énergétique.

Le développement de software interviendra à plusieurs niveaux, qu’il s’agisse des smart grids, de l’optimisation des investissements, du pilotage par l’État et les collectivités de leurs politiques énergétiques ou de la lutte contre la précarité énergétique. Il est impératif que l’Europe se saisisse de ce dossier de façon volontariste, car il relève autant de la cyber-sécurité que de la compétitivité de notre industrie et de sa capacité à établir les normes et les lières de demain. Comme le souligne justement le commissaire européen Pierre Moscovici, « le secteur du numérique constitue un levier essentiel pour assurer la croissance de demain ; c’est l’un des secteurs les plus innovants en Europe ».

Une impulsion franco-allemande pourrait être donnée avec la mise en place d’une plateforme des données énergétiques. Différents types d’organisation et de processus de mise en œuvre sont envisageables, la logique étant toutefois de conférer aux gestionnaires de réseaux de distribution, opérateurs de service public, un rôle central, en raison de leur fonction de collecte et de traitement des données, et du caractère sensible de celles-ci. De plus, les GRD interagissent de façon indépendante avec l’ensemble des acteurs du système, des collectivités jusqu’aux industriels (de l’énergie aussi bien que des technologies de l’information), en passant par le client particulier.

De telles initiatives impliqueraient aussi le contrôle des régulateurs, tant pour les aspects de protection des données, que pour la définition d’outils propices à l’émergence de business models. Cette plateforme serait susceptible de remplir différentes missions à une maille régionale en prélude à une extension européenne. Elle sécuriserait les données des usagers européens, tant vis-à-vis des cyber-attaques qu’à l’égard des garanties de confidentialité lors de leur valorisation. Elle renforcerait la standardisation européenne des données et leur traitement, à l’instar du CIM ou de l’initiative Green Button en Amérique du Nord.

Tout cela pourrait aller avec la mise en place d’une plateforme de marché des données sur le modèle d’Amadeus, par exemple dans la perspective du développement de l’effacement et plus largement des smart grids, et la mise en œuvre d’un portail Open Data pour les données énergétiques de base.

Enfin, seraient tout à fait opportuns la création d’incubateurs en réseaux favorisant l’émergence de start- ups et des business models liés, ainsi que l’établissement d’un centre commun de recherche dirigé vers le traitement Big Data, la cyber-sécurité et la protection des données privées.

Proposition n°11 – Tracer des corridors européens des mobilités innovantes

Le développement de véhicules propres, non émetteurs de CO2, est un facteur clé de l’atteinte des objectifs énergétiques et climatiques européens et participe à la réduction de la part des produits pétroliers dans la consommation nale (35 % aujourd’hui).

Le contexte est aujourd’hui favorable : l’autonomie des véhicules électriques devrait atteindre 300 km en 2020 et 500 km en 2030, portant alors à 30 millions le nombre de véhicules électriques circulant en Europe. Une directive récente veille par ailleurs à l’interopérabilité des systèmes de recharge.

Ce développement exercera un impact significatif sur les réseaux de distribution d’électricité, qu’il faudra renforcer en proportion de ces transferts d’usages.

Concernant les véhicules utilisant du gaz naturel comprimé (GNC), la France compte aujourd’hui 350 stations de recharge (pour 14 000 véhicules), l’Italie 1 000 (pour 850 000 véhicules) et l’Allemagne prévoit d’en disposer de 1 300 d’ici 2020 (pour un parc envisagé de 1,4 million de véhicules). Mais, avec l’émergence du Bio GNV (Gaz Naturel Véhicules), une concrétisation de l’économie circulaire peut apparaître avec le développement de véhicules lourds ou légers utilisant cette technologie.

L’un des verrous actuels de ces nouvelles mobilités procède du nombre limité de points de recharges avec la crainte, pour les futurs acheteurs, d’une perte substantielle d’autonomie. À l’inverse, on conçoit que les points de charge n’aient pas vocation à être déployés tant que le parc des véhicules restera restreint. Cette indétermination entre la « poule et l’œuf » prend un tour problématique en Europe et creuse un fossé entre l’ambition politique, le souhait des citoyens et les retards pris dans leur matérialisation.

Concernant spécifiquement les véhicules électriques, l’enjeu des trajets longue distance renvoie à celui du déploiement des bornes de recharges rapides, capables de recharger un véhicule en quelques minutes. Ces bornes ont des impacts extrêmement lourds en termes de dimensionnement du réseau.

Une visibilité sur le déploiement des bornes de recharges ou, à l’avenir, des points d’alimentation en GNC, voire en hydrogène, constitue ainsi un impératif pour une optimisation du pilotage des investissements. Ces corridors pourraient ainsi pro ter du maillage gazier des pays européens pour aller vers des solutions mixtes en termes de mobilité propre.

Dans cette perspective, la création de « corridors européens des mobilités innovantes » enverrait un signal fort à destination des usagers et des industriels de l’automobile et de l’énergie.

Il s’agirait de mailler 70 000 km d’autoroutes européennes de stations de recharge tous les 80 km, dans les deux sens, soit au total 1 750 stations.

Le coût estimé, pour la seule partie électrique, d’un grand projet européen de ce type, qui concernerait tous les citoyens européens, serait de l’ordre de 450 millions d’euros.

Ces « autoroutes vertes » permettraient de relier en véhicule sobre en carbone, sans discontinuité, la Pologne au Portugal, la Grande-Bretagne à la Grèce.

Elles offriraient de plus un cadre de planification pour les investissements des GRD sur le réseau et dynamiseraient la R & D sur le rôle potentiel des batteries des véhicules électriques pour le fonctionnement du réseau.

Ces corridors pourraient enfin ouvrir des perspectives nouvelles en matière de fret avec, par exemple, des camions roulant à l’électricité et pouvant recharger leurs batteries en mouvement, via des caténaires, comme expérimenté en Allemagne.

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Proposition n°12 – Fonder un Collège d’Europe de l’énergie

Recomposer le paysage énergétique européen ne se réduit pas à une question d’investissements dans les réseaux, de régulation ou d’organisation. Cela suppose aussi, et avant tout, un besoin important d’éducation, de formation et de partage intellectuel.

Faire émerger l’excellence européenne en matière d’innovation implique une montée en compétence de milliers de salariés, ou futurs salariés, du secteur énergétique et des secteurs associés pour accompagner au mieux les centaines de milliards d’euros d’investissement qu’exige la transition énergétique.

Qui plus est, le système énergétique requiert des approches transversales mêlant enjeux techniques, économiques, juridiques ou encore sociologiques et prenant en compte la diversité de situations des États membres et le contexte international.

En 1949, au lendemain du congrès de La Haye, confrontées à une problématique identique de partage et d’innovation, des gures de proue de la construction européenne, telles que Salvador de Madariaga, Winston Churchill, Paul- Henri Spaak ou Alcide de Gasperi, imaginèrent de fonder un collège où de jeunes diplômés universitaires issus de différents pays d’Europe pourraient venir naliser leur formation, dans un esprit d’ouverture et d’échange. Ce fut la création du Collège d’Europe de Bruges, qui forme depuis plus de 400 jeunes en troisième cycle (postgraduates) tous les ans et constitue un établissement de référence en matière de formations en lien avec les affaires européennes.

La création en 2015 d’un Collège d’Europe de l’énergie pourrait constituer un levier important de cette montée en gamme des professionnels européens de l’énergie en proposant des cursus pluridisciplinaires, en formation initiale et continue, des « passerelles » avec les industries et les laboratoires de recherche de l’énergie et un centre de recherche dédié – si possible en lien avec celui de la plateforme européenne des données.

On notera que la création de ce collège ne serait pas exclusive d’autres types d’échanges, qu’il conviendrait d’encourager et de soutenir.

Ainsi, le Centre de recherches franco-allemand EIFER, basé à Karlsruhe, incarne depuis dix ans une coopération forte entre les deux pays en matière de recherche et d’innovation, notamment sur les piles à combustible ou sur la « ville durable ». Il pourrait être l’amorce d’un jumelage entre l’Académie des sciences allemande et l’Académie des technologies française autour des systèmes énergétiques de l’avenir.

Les travaux menés dans le cadre d’Euro-Case ou de la KIC InnoEnergy devraient aussi être encouragés.

(1) Cf. notamment le rapport « Énergie, l’Europe en réseaux », remis au président de la République le 23 février 2015 – pages 21 à 25.

(2) European Network of Transmission System Operators.

(3) Agency for the Cooperation of Energy Regulators.

Publié dans les Cahiers de la sécurité et de la justice – n°33

Publié par Michel Derdevet

Membre du Directoire d’Enedis, dont il est le Secrétaire Général.
Essayiste français spécialiste dans l’énergie, il est également enseignant à l’Institut d’Études Politiques de Paris et au Collège d’Europe de Bruges.