Les ENR et les économies d’énergie : quel apport et à quel prix ? 20 octobre 2005 Philippe LERMUSIEAU Président Directeur Général d’Electrabel France

2 Les apports des économies d’énergie et de l’électricité de sources renouvelables  Peu de choix face à un contexte en rupture :  Explosion prévue des prix, suite au déséquilibre offre / demande  Demande sociétale de développement durable  Nécessité de concilier :  Le marché : rentabilité, compétition, croissance  Protection de l’environnement, lutte contre les gaz à effet de serre  Paysage nouveau de l’électricité :  Economies d’énergie et cogénération  Energies renouvelables  Energies durables : nucléaire, CCGT

3  Le nucléaire : 78 %, 420TWh, CO2 free  Suez, producteur associé sur Chooz et Tricastin : 8 TWh  Suez, acteur naturel du nucléaire : construire, exploiter, traiter  Energies renouvelables (66 TWh)  97% d’hydraulique dont Suez acteur majeur : 18 TWh  Cogénération (24 TWh) : Suez un des 3 acteurs  Thermique (30 TWh) : le terme de bouclage  Suez développeur de CCGT  Economies d’énergie  L’énergie non consommée est la moins chère, moins consommer peut parfois coûter cher L’efficacité énergétique dans le développement durable en France (chiffres 2004)

4  2 sources principales :  Hydraulique : 67 TWh, principale ressource naturelle  Eolien : 0,9 TWh, fort développement potentiel  Autres sources :  Déchets : 2,9 TWh, pas de développement significatif  Biomasse : 1,7 TWh, quelques centrales dont bagasse dans les DOM  Photovoltaïque : 0,01 TWh, dont 50% dans les DOM, coût très élevé (152€/MWh)  Géothermie : expérimental L’électricité d’origine renouvelable en France en 2004

5  Europe : 310 TWh, 9,5% de la production UE  France : 67 TWh, 12% de la production nationale  97% de l’électricité de source renouvelable  MW ( 21% puissance totale France)  7 TWh de petite hydraulique  Réglage de la pointe  MW disponibles en 3/15 mn (12h thermique)  Indispensable à l’équilibre du système électrique  Complément du nucléaire et éolien (intermittence)  Electrabel France : CNR, SHEM  18 TWh (25%) / 700 à 1300 MW de pointe L’hydraulique en 2004

6  Europe :  50 TWh, MW  DE 9500 MW, ES 3700 MW, DK 2400 MW  France :  390 MW (2300 heures de fonctionnement moyen), bientôt 1000 MW  LARO, Nord Pas de Calais, Bretagne  En sites industriels, opportunités de « développement durable »  Investisseurs :  Petites compagnies / grands opérateurs  Electrabel : 150 MW en France, 450 MW au Portugal L’éolien en 2004

7  France, objectif de l’Etat (directive SER) :  21% en 2010 ( actuellement : 14% en hydraulicité moyenne )  soit + 33 TWh  Hydraulique :  Préserver l’existant 70 TWh (loi sur l’eau, DCE)  Gisement non exploité 30 TWh / PPI + 7 TWh en 2015  Eolien :  Gisement estimé 46 TWh (20 GW) / PPI + 35 TWh en 2015  DE 25 GW, ES 10 GW ?  Biomasse :  Problématique des ressources  PPI + 6 TWh en 2015 Le développement du renouvelable

8 La cogénération  2004 : 4700 MW, 24 TWh (5000 heures)  Optimisation dans le parc hors ruban d’hiver ?  Opportunités en industrie (besoin de chaleur, gaz résiduels, économies d’énergie)  Gisement 2500 MW / Incertitude de renouvellement des contrats (12 ans)  PPI : stabilité de la production d’ici 2015  Opérateurs : SUEZ, Dalkia, Gaz de France

9  Valeur de l’énergie :  Moins coût des écarts, plus valeur de la modulation  Moins frais de commercialisation  Externalités positives hors marché:  Economies de réseau (énergie répartie)  Economies de CO2  Pas de passerelle entre énergie renouvelable et certificats CO2 (10 €/MWh voire 60 € ?) L’économie du renouvelable

10  En Europe, 2 systèmes :  Obligation d’achat (FR, ES, AT, DE, CH)  Certificats verts avec quotas d’électricité de source renouvelable (UK, BE, IT, SE, FI)  Mixte (NL) : marché + feed in tariff  Le système français :  Obligation d’achat (12 MW)  Appel d’offres si promotion par Etat (PPI)  Compensé par la CSPE dont 70% pour la cogénération (700 M€) Le soutien financier au renouvelable en Europe

11  L’hydraulique :  La grande hydraulique sur le marché  Moins de 12 MW : achat 58 €/MWh  Coût de développement très variable selon les centrales  L’éolien :  2004 : 84 €/MWh  Appel d’offre off shore plus de 100 €/MWh  70% coût machine où gain d’apprentissage de 3% par an (sauf oligopole constructeur)  La cogénération :  Achat 80 €/MWh / Importance du coût du gaz / Plafonnement 100€/MWh Le soutien financier au renouvelable en France

12  La demande par le cadre institutionnel  Les pays à quota et certificats verts : UK, IT  La demande par les clients, exemples :  Industriels (Ford) – Tertiaires engagés dans le développement durable  SIG (Genève) : « électricité bleue »  Offre des opérateurs : exemple « AlpEnergie » d’Electrabel, Groupe SUEZ  Avec ou sans premium (3 €/MWh)  Certifiée TUV Le marché du renouvelable

13 Les économies d’énergie  Mécanisme des certificats blancs : complexe (LOPE juillet 2005)  Objectif pour l’électricité : 28 TWh d’économies sur  Opérateurs sur le marché de l’électricité, obligés au prorata marché résidentiel et tertiaire,  Certificat délivré à un non-obligé, sur action additionnelle (hors CA habituel)  Actions capitalisées à 6%  Marché certificats, plafonné par pénalité de 20 €/MWh (influence maxi sur prix 0.5%)  Opportunités  Exemple : offre en économie d’énergie par les grands opérateurs dont Electrabel, Groupe SUEZ : bilans, expertises, actions, gestion de l’énergie, …

14  Pour répondre à :  Une demande sociétale  Des politiques énergétiques de l’UE et de la France  Une exigence de compétitivité de l’industrie  Une énergie au meilleur coût  Une consommation maîtrisée  Une industrie engagée dans le protocole de Kyoto Un partenariat de long terme à développer