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PPE des orientations claires, des gagnants et des perdants

09 Juin. 20

Le 21 avril dernier, après avoir fait couler beaucoup d’encre mais dans une relative indifférence eu égard aux événements en cours, la loi de Programmation Pluriannuelle de l’Energie (PPE) 2019 – 2028 a été décrétée (décret n°2020-456). Ce texte fixe les priorités d’actions des pouvoirs publics pour la gestion des formes d’énergies sur le territoire métropolitain. Retour sur les enjeux de cette PPE.

Priorité à la baisse des consommations
Les objectifs de la PPE en termes de réduction des consommations en énergies primaires sont pour le moins ambitieux. La prévision de réduction pour 2028 par rapport à 2012 est de -16,5% , soit environ 216,5 Mtep, avec une étape à mi-parcours à -7,5% en 2023 soit 240 Mtep. La valeur retenue pour 2023 parait facilement atteignable voire dépassable (la réduction constatée à fin 2019 étant déjà supérieure à 5%) mais l’objectif de -16,5% en 2028 induira une diminution drastique des consommations, de l’ordre de 2 points par an sur les 5 dernières années. Ramenée à la population, la consommation par habitant passerait de 3,98 Mtep par an en 2012 pour arriver à 3,10 Mtep par habitants en 2028 soit une réduction de 22% sur la période. Si l’effort peut paraitre important, cette valeur correspond à la moyenne des consommations des pays de l’UE en 2014 .
Concernant la production, les prévisions énergie par énergie sont très contrastées. 2028 ne sera pas encore l’année de l’arrêt des importations de charbon, mais la consommation ne devrait plus être que de 2,2Mtep, soit une réduction de l’ordre de 80% par rapport à 2012. Les autres énergies fossiles devraient voir leur utilisation fortement baisser de 34% pour le pétrole et 22% pour le gaz. En réalité, seule la catégorie électricité primaire, énergie thermique renouvelable et déchets devraient voir leurs productions stagner avec une augmentation de 0,8% par rapport à 2012.

Développement des ENR électriques et soutien au nucléaire
En ce qui concerne la puissance installée de production électrique, deux filières sortent grandes gagnantes : le photovoltaïque et l’éolien. La puissance installée des éoliennes terrestres devrait quasiment rejoindre celle de l’hydroélectricité pour atteindre 24,1 GW en 2023 (26,5 GW en intégrant l’éolien en mer), soit une augmentation de 50% de la capacité. Pour le photovoltaïque, les chiffres de progression annoncés sont impressionnants: doublement de la capacité en 2023 par rapport à 2019, et, dans l’option haute, la capacité serait même multipliée en 2028 par un facteur de 3,5 ! La capacité installée en photovoltaïque serait alors la plus importante du parc pour les ENR.

En ce qui concerne la production, si l’on prend en compte des valeurs de facteurs de charge standard du secteur (éolien terrestre : 23%, PV: 14%, hydro : 28%, éolien en mer: 40%) et les prévisions hautes en 2028, la filière éolienne serait de loin la première productrice d’ENR avec 90 TWh annuel (terrestre + maritime). La filière hydroélectrique serait seconde avec 65 TWh et le PV devrait atteindre 54TWh/an. La vision 2028 amènerait une production d’ENR comprise entre 190 et 210 TWh soit une part dans la production nationale d’environ 35% contre moins de 20% en 2019. Les filières thermiques fossiles pilotables déjà minoritaires verront l’arrêt des centrales à charbon et la stagnation du parc, avec interdiction d’ouverture de nouvelles centrales au fioul et de production exclusive d’électricité à partir de gaz ainsi que l’arrêt définitif des dispositifs de soutien aux installations de cogénération à partir de gaz naturel. Le nucléaire devrait passer de 70% en 2019 à environ 60% de la production d’origine nucléaire en 2028, en accord avec la loi Energie Climat qui a fixé une production à 50% à horizon 2035. Le maintien de la filière permettra de faire face à l’intermittence des ENR. Cette faible diminution devrait cependant entrainer de nombreuses modifications du parc : arrêt de 14 réacteurs sur la période 2025 – 2035, modification des réacteurs 1300MW pour utiliser du combustible MOX et surtout lancement potentiel d’un programme de 3 paires d’EPR 2 (évolution de Flamanville).

La PPE ne fixe pas d’objectifs d’augmentation de la production électrique pour les filières biomasse et déchets, confirmant par là la réorientation de ces filières vers la production de chaleur. Si elle évoque le calendrier des appels d’offres de mises en concurrence jusqu’en 2024 pour les ENR électriques, seul le prix cible des appels d’offres pour l’éolien terrestre a été déterminé. Après un tarif de 45€/MWh atteint par le projet d’éolien offshore remporté par EDF au large de Dunkerque, les prix devraient remonter pour atteindre 60€/MWh sur la période 2020/2022 pour l’éolien posé et 110-120€/MWh pour l’éolien flottant. 2022 devrait être la date d’attribution du premier projet éolien en mer Méditerranée.

Production et livraison de chaleur
En ce qui concerne la production de chaleur, les deux filières qui dominent le marché actuellement, à savoir la biomasse et les PAC aérothermiques, resteront très largement majoritaires. Ces deux filières devraient voir leur production multiplier environ par 1,5 d’ici 2028. Elles représentent à elles deux plus de 90% de la production de chaleur renouvelable en France en 2018, chiffre inchangé à l’horizon 2028. Si la géothermie profonde peut sembler la grande gagnante de cette PPE en ce qui concerne la chaleur, avec une production multipliée par 3 en vision haute 2028, la production restera modeste à hauteur de 5,2 TWh. Quant à la filière solaire thermique qui apparaissait pourtant prometteuse, notamment grâce à des coûts d’opérations très faibles, sa production restera relativement basse à un niveau de 2,5 TWh maximum en vision haute en 2028.

Pour la livraison de chaleur renouvelable par réseau, l’objectif que propose la PPE semble difficilement atteignable. Le chiffre de 24,4 TWh de chaleur livrée en 2023 représenterait un verdissement à 100% de la chaleur livrée en 2017. L’effort pour atteindre les valeurs de 2028 nécessiterait un doublement du rythme actuel de développement des réseaux. Pour le froid renouvelable, la vision reste très modeste avec une production maximale de 2,8 TWh en 2028, à comparer à un besoin en froid estimé à 35 TWh à cette date.

Gaz renouvelable
Si les projets de PPE ont fait couler beaucoup d’encre, c’est notamment pour le sort attribué à la filière gaz renouvelable. La PPE n’a pas favorisé la filière méthanisation: l’objectif de production globale reste relativement faible, celui d’injection dans les réseaux très limité tout en ayant des objectifs de coûts bas éloignés de ceux pratiqués actuellement. La vision gazière d’une filière 100% renouvelable à horizon 2050 pourrait donc être compromise, malgré l’impact significatif sur les émissions de CO2 (biométhane: 23,4g CO2 eq/Kwh – gaz naturel: 227g CO2 eq/kwh). Dans le détail, bien que le développement puisse sembler important, 6 TWh injecté en 2023 contre 1,23 TWh en 2019 (+388%) et 14 à 22 TWh en 2028 (production multipliée par 11 à 18), par rapport à la consommation de gaz en France (478 TWh en 2019) et au rythme annoncé des baisses de consommation, la part du biométhane dans les réseaux devrait à peine atteindre 5% en 2028. Ces prévisions ont déjà un impact sur la filière : après une hausse exponentielle de réservation de capacité d’injection de biométhane entre 2015 et 2019, le premier trimestre 2020 accuse une baisse drastique : 1TWh contre presque 3,1 TWh réservé au premier trimestre 2019.

En complément, les installations de biométhane vont désormais devoir répondre à une procédure de mise en concurrence via les appels d’offre de la CRE à un rythme de deux fois 350 GWh/an. Le tempo étant prédéfini, il y a donc peu de chance de voir le système accélérer.

Pour le power-to-gas, conformément à la vision du gestionnaire de RTE, l’Etat ne prévoit d’ici 2023 que l’installation de démonstrateurs d’une puissance envisagée entre 1MW et 10MW (1 MW déjà existant par ailleurs, via l’expérimentation Jupiter 1000 à Fos-sur-Mer), puis 10MW à 100MW à horizon 2028. A contrario, l’hydrogène utilisé à des fins industrielles (900 000 t/an) devrait se développer très rapidement : 10% des usages en 2023 et 20 à 40% en 2028. Si cet hydrogène provenait uniquement de l’électrolyse de l’eau, cela impliquerait le déploiement, ad minima, de 3 projets identiques à H2V Normandy à horizon 2023 (200MW – 28 000t/an). Au regard du temps de déploiement d’une telle usine de production, cet objectif semble difficilement réalisable, sauf à avoir recours à des importations importantes. A terme, ce serait en tous cas entre 6 et 12 usines de la dimension d’H2V qu’il faudrait construire pour couvrir les besoins.

Mobilité
Dans un premier temps, c’est l’électrique qui devrait profiter d’un développement très fort. En effet, le nombre de points de recharge ouverts au public devrait atteindre 100 000 dès 2023, se basant sur un quantitatif estimé d’une borne pour 10 véhicules en circulation (objectif du contrat de filière signé avec l’Etat en mai 2018: 1 000 000 de véhicules à horizon 2022). Ce chiffre est à mettre en face du nombre de bornes ouvertes actuellement soit 28 000 à fin 2019. L’augmentation annoncée de 257 % est largement supérieure à celle constatée sur la période 2015 – 2019 qui n’a été (que) de 180% (10 000 bornes en 2015). Dans un deuxième temps, il semble bien que ce soit l’hydrogène qui ressorte en première ligne. Le nombre annoncé de stations en hypothèse basse de 100 unités représenterait au minimum une production de 18 250 tonnes à horizon 2023 (hypothèse de 500kg/station/jour) soit environ 5000 véhicules, ou encore 130 à 150MW de puissance installée si l’ensemble du carburant est fabriqué à partir d’électrolyse. L’hypothèse haute 2028, de 1000 stations, représenterait un peu moins de 10% du parc de stations-service en fonctionnement à fin 2018 , et serait toujours inférieure à celles équipées en GPL-c (1650 stations à fin 2018). Le Gaz Naturel Véhicule ne semble pas être la solution prioritaire de la PPE : le nombre de stations attendues à fin 2023 est de 140 en option basse (moins que le nombre actuel), l’option haute voit toutefois une multiplication par 2,5 du nombre de stations. Le déploiement attendu pour 2028, en option basse et haute, resterait inférieur au déploiement de stations hydrogène (840 stations en version haute, pour les stations GNC et GNL).

Enfin, les biocarburants avancés (carburants de substitution issus de la transformation de la lignocellulose contenue dans les résidus agricoles (paille) et forestiers (bois), dans des plantes provenant de cultures dédiées (taillis à croissance rapide) ou de la valorisation des déchets industriels), devraient décoller, même si leur incorporation dans les carburants actuels restera limitée, avec un contenu représentant 1,9% de l’énergie contenue dans l’essence et 1,4% de l’énergie contenue dans la gazole en 2028.

Stockage
La PPE prévoit une baisse régulière des consommations de gaz ; ainsi les infrastructures gazières de stockage ne sont pas amenées à se développer. L’évolution des infrastructures de stockage des produits pétroliers sont sous surveillance, afin de garantir la sécurité d’approvisionnement, mais le décret ne prévoit pas de nouvelles capacités. En ce qui concerne l’électricité, l’intermittence des ENR sera principalement compensée par le maintien à un niveau élevé des capacités de production pilotable, nucléaire en tête. Le texte prévoit deux mesures complémentaires: l’étude de la mise en place de station de transfert d’énergie par pompage (STEP) supplémentaires, à hauteur de 1,5 GW entre 2030 et 2035, et surtout le développement de l’effacement, jugé plus compétitif que le stockage, avec une capacité de 6,5 GW en 2028 – à comparer à une capacité d’environ 2,5 GW en 2017.
Que conclure de cette PPE ?
Les objectifs sont pour certains très ambitieux voire très difficilement atteignables ; pour d’autres beaucoup plus modestes. Les filières ENR électriques semblent les plus soutenues. L’avenir nous dira si le développement des énergies s’est déroulé comme attendu ; un premier bilan pourra être fait dès 2023.

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