Nous verrons qu’au-delà du coût du carburant, un nouvel élément, le risque carbone, doit être pris en compte par les compagnies aériennes.

Quelle quantité de CO2 émettent les avions ?

Pour fixer les idées, il est estimé qu’à distance parcourue égale, une personne qui prend l’avion pour un vol long courrier consomme à peu près autant qu’en voiture. Ce calcul tient compte du taux d’occupation de l’avion et du nombre de personnes en moyenne dans une voiture. Néanmoins, dans les faits, la voiture ne concurrence l’avion que pour les vols court-courriers, pour lesquels l’avion est nettement plus polluant. Ceci est dû à la consommation des phases de décollage et d’atterrissage.

Il est communément admis que le transport aérien contribue pour environ 2% des émissions anthropiques mondiales de CO2. Relativement faible, ce chiffre est d’ailleurs souvent avancé par les compagnies pour refuser les réglementations visant à réduire leurs émissions. Cependant, cette valeur de 2% mérite d’être commentée.

Quel est l’impact des avions sur le climat ?

Premièrement, le chiffre de 2% ne prend en considération que l’impact des émissions de CO2. Or, les appareils émettent également ozone, suie, sulfates et traînées de condensation, qui aggravent l’effet de serre. Il faut aussi tenir compte du fait que les gaz sont rejetés en haute altitude. L’impact climatique d’un avion est donc nettement supérieur à celui des seules émissions de CO2. En conséquence, l’aviation commerciale équivaudrait à 3,5% du réchauffement climatique dû aux activités humaines d’après le GIEC. Ce calcul ne prend pas en compte l’action, encore mal comprise, des avions sur la nébulosité en cirrus. On soupçonne en effet les avions de favoriser la formation de ces nuages de haute altitude qui participent également à l’effet de serre.

Ajoutons que les émissions du secteur aérien sont en forte augmentation. D’après l’AIE, les émissions de CO2 liées à la consommation de carburant du secteur aérien ont augmenté de 87% depuis 1990. Cette hausse est essentiellement due à la croissance du trafic, estimée à 50% depuis 10 ans par l’IFP. Pourtant, les progrès techniques visant à diminuer la consommation des appareils sont indéniables : d’après Airbus, un appareil de nouvelle génération comme l’A319 consomme 20% de moins qu’un appareil livré dans les années 1980 et 40% de moins qu’un appareil d’ancienne génération. Mais ces améliorations sont insuffisantes pour compenser le développement du secteur.

La tendance devrait d’ailleurs se poursuivre : le rapport du GIEC de 2007 prévoyait une augmentation de 3 à 4% par an des émissions provenant de l’aviation.

Un modèle économique en danger

Evidemment, cette situation constitue un risque pour les compagnies aériennes. Le kérosène représente un poste de coût important, longtemps stabilisé entre 10 et 14% des dépenses totales d’une compagnie car l’augmentation du prix du kérosène était compensée par des appareils de moins en moins consommateurs. Notons que ce pourcentage varie fortement selon les compagnies : il est nettement plus élevé (jusqu’à 10 points de plus) pour les compagnies low cost, qui ont réduit les autres postes de coût.

Mais ce pourcentage est en augmentation ces dernières années. Il était estimé à 18% en 2004 par Airbus. « Globalement, le pétrole, compte tenu de la qualité de nos couvertures, représente environ 21-23% de nos coûts d’exploitation, mais si on raisonne sur les coûts du carburant avant couverture, ce pourcentage aurait été très proche des 30% », expliquait en 2008 Philippe Calavia, directeur financier d’Air France-KLM.

Les compagnies sont donc exposées au risque prix du carburant, pour lequel elles se couvrent par des contrats d’approvisionnement à long terme. Mais elles sont également exposées depuis peu au risque carbone, c’est à dire au risque que les mesures écologiques prises pour réduire les émissions de gaz à effet de serre (GES) entraînent un prix élevé de la tonne de CO2 émise.

Taux d’exposition au risque carbone

Pour mesurer ce risque (pas seulement dans le cadre du secteur aérien), le taux d’exposition au risque carbone a été créé. Cet indicateur se définit par la quantité de GES émise (en tonnes équivalent CO2) pour générer 1000 euros de résultat net. Pour le transport aérien, ce taux d’exposition est de l’ordre de la dizaine de t eq. CO2 par k€. Cette valeur est donnée pour information mais le taux d’exposition au risque carbone n’a réellement de sens qu’appliqué à une compagnie en particulier car les situations sont très variées. En pratique, ce chiffre signifie que si la tonne de CO2 émise par les compagnies aériennes est valorisée à 15 euros, une compagnie devra payer 150 euros « d’impôts » pour 1000 euros de résultat net, soit une ponction de 15%.

Ce calcul n’est valable que dans le cas de la mise en place d’une taxe carbone, solution finalement abandonnée en France mais toujours à l’étude au niveau européen. Concernant le secteur aérien, le mécanisme choisi en Europe est l’intégration au système d’échange de quotas d’émissions qui sera effective en 2012. Seules les tonnes de CO2 au-delà du quota alloué doivent être achetées sur un marché CO2, ce qui réduit très nettement l’impact pour l’entreprise. En effet, les quotas sont généralement très proches des émissions constatées et n’imposent qu’une légère baisse des émissions. La facture peut néanmoins s’avérer lourde : le mécanisme européen de quotas d’émissions de CO2 devrait coûter environ 1 milliard d’euros par an aux compagnies aériennes. Le risque carbone est donc fortement dépendant des réglementations décidées au niveau politique.

Liens utiles :
IFEN (Institut Français de l’Environnement) : www.stats.environnement.developpement-durable.gouv.fr/
FNAM (Fédération Nationale de l’Aviation Marchande) : www.fnam.fr
ICAO (Organisation de l’Aviation Civile Internationale) : http://www.icao.int/env/fr/aee_f.htm

A. Martin

Sia Conseil : Pouvez-vous nous présenter Unigrains ?

Franck Lamy : Unigrains est une société d’investissement indépendante, partenaire des entreprises agroalimentaires et agro-industrielles, qui a été créée dans les années 60 par les céréaliers français. Cette identité très forte fait de nous le fonds français expert du secteur, capable de couvrir l’ensemble de la chaîne de valeur agroalimentaire, depuis la génétique pour les semences jusqu’à la restauration. Nous souhaitons aussi faciliter l’émergence d’entreprises innovantes dans les secteurs des bioénergies, de la chimie du végétal et des biomatériaux. Nous accompagnons nos partenaires dans leurs projets de développement et privilégions un horizon de sortie typiquement de 5 à 7 ans. Unigrains gère un fond de près de 600 millions d’euros et son enveloppe annuelle d’investissements est de l’ordre de 80 M€. Par ailleurs, CEREA Gestion, filiale d’UNIGRAINS, lève et gère des fonds dédiés aux opérations de transmission ou de financement mezzanine dans l’agroalimentaire et ses secteurs connexes.

Sia Conseil : Que représentent les biocarburants pour une société comme Unigrains ?

F. Lamy : Précisons qu’Unigrains est présent dans la filière éthanol (issu du maïs, du blé,…) et non dans celle du biodiesel (issu du colza, du tournesol,…). C’est un dossier historique pour Unigrains car l’entreprise a participé au financement de la première usine de production d’éthanol de blé en France dans les années 80. Plus récemment, Unigrains a accompagné l’ensemble des nouveaux projets industriels comme BENP LILLEBONNE (TEREOS) et CRISTANOL (CRISTAL UNION) par exemples. Le bioéthanol s’est révélé être une opportunité à la convergence des objectifs européens de production d’énergies renouvelables et de la diversification des débouchés agricoles.
La filière bioéthanol en France, et plus généralement celle des biocarburants, est une des rares industries, sinon la seule, qui ait émergé ces dernières années dans notre pays profondément marqué par la désindustrialisation. Ce qui est exceptionnel, c’est la rapidité avec laquelle tout a été réalisé. Bien entendu, l’Etat a joué un rôle important dans cette dynamique, non pas en subventionnant la filière, mais en créant un contexte propice à son émergence. Cela était capital car des investissements de plusieurs centaines de millions d’euros ne peuvent être envisagés sans visibilité pour les industriels et les financeurs qui les accompagnent. L’Etat a donc décidé des objectifs d’incorporation de biocarburants dans les carburants fossiles (7 % en 2010). Cela a été accompagné d’agréments de production octroyés aux industriels engagés alors à mettre sur le marché les volumes de biocarburants nécessaires. D’autre part, deux outils fiscaux ont été mis en place : une exonération partielle et dégressive de la Taxe Intérieure sur la Consommation [NDLR : TIC anciennement TIPP] pour les biocarburants, et une Taxe Générale sur les Activités Polluantes (TGAP), à laquelle sont soumis les distributeurs (pétroliers, grandes & moyennes surfaces…) ne respectant pas l’objectif d’incorporation. Globalement, le rôle de l’Etat a donc été d’ouvrir le marché des biocarburants, charge aux acteurs privés de structurer la filière et d’assurer leur équilibre économique.

Sia Conseil : Pensez-vous que la filière bioéthanol ait les moyens de faire face à la compétition internationale, notamment brésilienne ?

F. Lamy : Cette question dépasse très largement le cadre de la filière bioéthanol et des biocarburants. Elle concerne l’ensemble des productions agricoles et finalement tous les secteurs d’activité qui rencontrent la concurrence des pays émergents. Dans une logique purement économique, il est clair que nous ne jouons pas dans la même catégorie. La dimension des exploitations agricoles et le climat propice à la culture intensive de la canne à sucre sont des atouts indéniables pour le Brésil. Il n’est pas nécessaire de réaliser une analyse très fine pour comprendre que ces deux éléments au moins nous désavantagent sur le plan de la compétitivité économique.
En effet, le prix de la matière première pèse lourd dans le coût de production de l’éthanol. Vous avez alors les éléments de réponse à votre interrogation. La question sous-jacente est plus de savoir ce que nous souhaitons pour l’avenir : dépendre de pays tiers pour notre approvisionnement en produits agricoles et donc pour notre alimentation, ou bien alors défendre un potentiel de production local qui nous assure une certaine indépendance alimentaire, voir dans une certaine mesure, énergétique dans le cas des biocarburants ? Rappelons-nous que c’est la mise en place de la Politique Agricole Commune qui nous a permis de construire le modèle agricole que nous connaissons aujourd’hui et que sans lui nous ne serions pas en mesure de répondre à notre demande alimentaire. La réponse à votre question relève donc plus de choix politiques et stratégiques que de la sphère économique.

Sia Conseil : Que pensez-vous des procédés de 2ème génération de bioéthanol, produit à partir de ligno-cellulose, donc à partir de produits non-alimentaires ?

F. Lamy : Unigrains suit de près les développements de cette nouvelle technologie. Rappelons tout d’abord que deux grandes voies technologiques sont explorées aujourd’hui pour produire des biocarburants de seconde génération : la voie thermochimique pour la production d’hydrocarbures et la voie biochimique pour l’éthanol dit cellulosique.
La voie thermochimique est une évolution d’un procédé connu depuis une cinquantaine d’années pour produire des hydrocarbures à partir du charbon. Cette technologie a été notamment utilisée en Afrique du Sud pendant l’Apartheid. Elle consiste à effectuer une gazéification de la matière qui est un traitement thermique à haute température (1000 °C environ), puis à transformer le gaz ainsi obtenu en hydrocarbures par le procédé Fisher-Tropch. Aujourd’hui, il s’agit de réaliser cela à partir de biomasse et non plus de charbon. Cela n’est pas trivial sur le plan technique et n’est pas non plus sans poser quelques questions d’ordre logistique notamment. Il semble en effet, que les unités industrielles devraient avoir une capacité de production qui correspond à un approvisionnement d’au moins un million de tonnes de biomasse par an, pour faire sens sur le plan économique. En termes d’investissement « la balle » est clairement dans le camp des grands groupes énergétiques compte tenu des montants annoncés.
La voie biochimique consiste à fractionner la biomasse lignocellulosique pour pouvoir valoriser par fermentation les sucres qui la constituent. En France, c’est principalement le projet FUTUROL qui explore cette voie et qui a pour objectif de réaliser le premier pilote industriel. L’objectif est donc de lever les verrous technologiques d’une telle production et d’en valider les coûts de production. Unigrains est co-partenaire de ce projet qui associe à la fois des acteurs de l’énergie et de l’agro-industrie. Même si l’ensemble des verrous technologiques a été identifié, il est difficile à ce stade d’estimer l’horizon d’industrialisation de ce procédé. Dans le cadre d’une industrialisation, la surface agricole allouée aux biocarburants pourrait être réduite d’un facteur trois pour une même production d’énergie.

Sia Conseil : Croyez-vous que l’essor de la 2ème génération va transformer le secteur agricole avec la culture de nouvelles espèces ?

F. Lamy : la 2ème génération est guidée par la recherche de biocarburants issus de ressources non-alimentaires. A terme, il est imaginable que de nouvelles cultures soient développées spécifiquement pour produire de l’éthanol. Les recherches sont actives dans ce domaine, en particulier vers l’utilisation de taillis à courte ou très courte rotation ou vers des végétaux comme le miscanthus. Mais pour le moment, le « candidat idéal » n’a pas été découvert et nous n’avons pas encore le recul nécessaire pour apprécier pleinement le potentiel agronomique et économique des nouvelles cultures. C’est le sujet de programme de recherche comme REGIX qui vient d’arriver à son terme mais qui devra être poursuivi pour délivrer des conclusions définitives.
On peut penser aujourd’hui, qu’il y aura des étapes intermédiaires dans le développement des biocarburants de nouvelle génération. En effet, il est assez probable que dans un premier temps nous apprenions à mieux valoriser la biomasse agricole que nous savons déjà cultiver. On parle par exemple d’une génération « 1.5 » où les industries continuent à produire de l’éthanol comme elles le font aujourd’hui tout en valorisant la partie lignocellulosique des céréales (paille de blé, canne de maïs,…). Cela semble faire de plus en plus consensus aujourd’hui car d’un point de vu procédé il y a une certaine complémentarité entre les unités actuelles et les procédés en cours de développement.

Sia Conseil

La politique énergétique française, assise sur la préférence nucléaire depuis les années 1970, a engendré un mix énergétique atypique dans lequel plus de 77% de l’électricité

consommée est d’origine nucléaire. Outre l’indépendance énergétique souhaitée à l’époque dans un contexte de choc pétrolier, cette particularité française a également pour conséquence un contenu carbone du kWh cinq fois inférieur à la moyenne européenne. Face aux préoccupations environnementales croissantes, il existe alors réellement un « avantage carbone » français. Cet avantage est régulièrement évoqué en comparaison aux autres pays du globe au regard des efforts à réaliser pour limiter les émissions de CO2 associées à la consommation d’électricité ; ou encore pour démontrer le savoir-faire français en matière nucléaire.

De façon moins explicite, mais tout aussi importante, l’avantage carbone constitue une opportunité réelle : celle de réduire drastiquement les émissions de CO2 en transférant l’usage d’énergies carbonées vers celui de l’électricité. Certes, il est pour cela nécessaire de réaliser les évolutions technologiques indispensables pour que nos biens de consommation utilisent l’énergie électrique au lieu d’énergies carbonées (le développement de véhicules électriques par exemple). Personne ne semble ignorer aujourd’hui cette tendance technologique, mais elle n’est pas souvent associée à l’avantage carbone français. Les engagements industriels et politiques actuels dans cette voie doivent pourtant être réalisés sous l’assurance de bénéficier de cet avantage. Ceci se matérialise par trois conditions : premièrement, le mix électrique doit rester durablement faiblement carboné. Deuxièmement, le « transfert » d’énergies carbonées vers l’électricité doit autant que faire se peut utiliser la part non carbonée de l’électricité. Troisièmement, la réduction des consommations des usages actuels est un passage nécessaire avant ce transfert pour éviter de saturer parc de production et réseaux.

Un mix électrique durablement faiblement carboné

Le transfert d’usage des énergies carbonées vers l’électricité prend tout son sens en France en raison de l’avantage carbone, puisqu’il signifie diminution de l’empreinte carbone. La faible part d’énergies fossiles dans la production électrique implique que l’usage de l’électricité n’a que peu d’impact sur les émissions de CO2. Pour les autres pays, l’équation n’est pas aussi immédiate : le graphique ci-dessous présente le cas du véhicule électrique dans différents pays. Si l’empreinte carbone est drastiquement réduite en France en raison du mix électrique à forte composante nucléaire, l’attrait est nettement plus nuancé pour d’autres pays, comme l’Allemagne ou les Etats-Unis.

Emissions carbone des véhicules thermiques et électriques par pays
Source : Sia Conseil
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Cet exemple illustre bien le fait que les efforts industriels actuels et les incitations gouvernementales pour transférer l’usage d’énergies carbonées vers l’électricité n’ont de sens qu’en maintenant un mix électrique français faiblement carboné. Cela signifie aujourd’hui investir pour maintenir et promouvoir le parc nucléaire, développer les énergies renouvelables, réfléchir à des moyens de production de « pointe » modernes et peu émissifs ou encore anticiper les besoins en énergie afin de limiter les importations de l’électricité très carbonée produite par nos voisins.

Le « transfert » d’énergie carbonée vers l’électricité peu carbonée n’est pas si aisé

Si le mix électrique français constitue une réelle opportunité de transfert en raison du faible contenu carbone du kWh (70g), ce contenu n’est pas fixe et il faut garder à l’esprit que les émissions ne sont pas constantes d’un instant à l’autre. Une centrale nucléaire est un moyen de production en « base », qui ne répond que partiellement aux « pointes » de consommations intra-journalières. Les émissions de CO2 des moyens de production de « pointe » dépendent de la technologie utilisée : hydraulique, fioul, charbon, gaz à cycle combiné, importation d’électricité via les interconnexions avec les pays voisins… Hormis les centrales hydroélectriques, le contenu carbone des moyens de pointe est élevé, 288 g/kWh pour une centrale à gaz à cycle combiné par exemple.

Si le transfert d’usage vers l’électricité a pour effet l’augmentation des consommations en pointe, il n’y a aura donc pas de diminution des émissions de CO2 ! Ces nouveaux usages de l’électricité doivent donc être répandus en parallèle des dispositifs adéquats pour coupler production et consommation. En poursuivant sur l’exemple du véhicule électrique, comment s’assurer que les consommateurs ne mettront pas tous leur véhicule en charge en rentrant chez eux à 19h, heure de la pointe de consommation du soir ? Cela passera sûrement par le développement de nouvelles technologies type smart grids permettant au réseau de piloter et lisser les appels de puissance, par la diversification des moyens de recharge – comme la mise à disposition de bornes publiques de charge rapide –, mais aussi par la définition d’offres commerciales adéquates avec un signal prix adapté. Si le prix de la recharge sur borne publique est largement plus élevé que celui payé par le client à domicile la nuit en « heures creuses », il y a peu de chances que les consommateurs jouent le jeu. Le déploiement des compteurs intelligents des distributeurs (comme l’expérimentation Linky d’ERDF) et des energy box des fournisseurs d’électricité permet d’imaginer de multiples tarifications qui étendront largement le fonctionnement des historiques « EJP » d’EDF pour inciter véritablement les consommateurs à limiter leurs consommations en période de pointe.

La limitation des consommations est un pilier du « transfert » vers l’électricité

Le transfert d’usage vers l’électricité peut sembler paradoxal dans un contexte où la Maîtrise de la Demande d’Energie est omniprésente, puisqu’il génère de facto une augmentation de la consommation d’électricité ! Une étude Sia Conseil publiée en décembre 2008 estimait l’impact à l’horizon 2020 des plans de développement de véhicules électriques sur la consommation d’électricité à l’équivalent d’un EPR.

Pour éviter la saturation des réseaux de transport et de distribution ainsi que pour freiner le déploiement démesuré de nouveaux moyens de production, il est donc stratégique de limiter la consommation d’électricité des usages actuels. L’effort doit être réalisé sur les consommations de « base » comme de « pointe ». Pour ces dernières, des services d’effacement viennent compléter les incitations tarifaires déjà mentionnées. Il s’agit, lorsqu’un pic de consommation est prévu, d’effacer la consommation des sites industriels fort consommateurs d’électricité, ou d’effacer de façon « diffuse » la consommation des clients domestiques ou petits professionnels, de façon à bénéficier d’un effet de levier par le nombre de sites concernés. Par exemple, couper sélectivement le chauffage électrique ou la climatisation pendant quelques minutes permet de lisser les consommations pour effacer la pointe sans pour autant modifier notablement la température. Des opérateurs d’effacement diffus proposent aujourd’hui l’installation de ce type d’équipements. Force est de constater que le déploiement n’est pas encore massif – l’effacement intéressant plus les producteurs d’électricité que les clients finaux – et que les modèles marketing et tarifaires sont encore en émergence. Une généralisation de ces technologies ne doit pas conduire à un simple déplacement des pointes juste avant ou juste après les pointes actuelles. Elle ne doit pas non plus induire un modèle dans lequel les fournisseurs d’électricité seront dans l’incapacité de prévoir les consommations de leurs clients : l’équilibre du réseau est en jeu.

La diminution de la consommation en « base » proviendra quant à elle de deux facteurs principaux : d’abord le besoin réel en électricité, ensuite les incitations fiscales ou tarifaires pour limiter la consommation.
La limitation du besoin en électricité passe par l’éco-efficacité énergétique : isolation des bâtiments, normes HQE, bannissement des lampes à incandescence… La communication autour de ces thématiques est soutenue et les dispositifs réglementaires et fiscaux incitatifs ont été mis en place avec cohérence, ce qui a permis de remplir les objectifs fixés. Ainsi consommateurs et fournisseurs ont agi de concert : quelque 20.000 éco prêts à taux zéro ont été souscrits par des propriétaires afin d’améliorer l’isolation de leur logement, catalysés par les efforts des énergéticiens pour remplir leurs objectifs de Certificats d’Economie d’Energie : par ce dispositif, l’Etat leur imposait de réaliser ou de faire réaliser 54 TWh d’économies d’énergie dans le domaine de l’habitat sur la période 2006-2009. 60 TWh auront en fait été économisés. L’objectif de 300 TWh pour la période 2010-2012 – intégrant cette fois le secteur des transports – sera certes un défi d’une autre dimension, mais il agira toujours dans le même sens.

La production décentralisée est un autre moyen de réduire le besoin en électricité, en générant une partie de l’électricité nécessaire directement sur le site de consommation. Les obligations d’achat d’énergie ont favorisé la croissance rapide du nombre de petits producteurs éoliens ou photovoltaïques. Mais il faut cette fois constater que, si ces obligations ont permis le financement d’équipements dont la rentabilité n’existait pas à moyen terme, elles ont aussi contribué à la mise en œuvre quasi exclusive d’installations en « vente totale » – l’ensemble de la production locale est réinjectée sur le réseau de distribution – plutôt que de maisons passives réinjectant le « surplus » de consommation. La technologie ne suffit pas, elle doit être relayée par une incitation adaptée !

Au-delà de l’éco-efficacité, la mise en œuvre de signaux tarifaires pertinents est un moyen fort pour inciter à la réduction des consommations. La taxe carbone devrait jouer un premier rôle, même si son impact sera limité à 17 € la tonne. Mais l’important est de savoir qu’un jour, elle en atteindra 100 € et qu’elle engendrera alors une modification des comportements, comme cela a été le cas pour les taxes sur la cigarette. D’autres initiatives peuvent être considérées. Au Japon et en Californie, le prix de l’électricité est progressif, fonction de la consommation. Le prix du kWh augmente avec le volume d’électricité consommé, comme l’illustre le graphique ci-dessous. Cette méthode a permis de limiter la hausse de la consommation dans ces régions.

Exemples de tarification progressive en Californie
Source : CEC Workshop on Rate Design, Incentives & Market Integration, juin 2008
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Technologies, marketing, politique

En synthèse, le transfert de l’usage d’énergies carbonées vers l’électricité ne pourra s’opérer sans de vraies avancées technologiques. Certaines idées ont été citées ici, d’autres sont à creuser, comme le stockage de l’électricité. Leur mise en œuvre sera d’autant plus aisée et efficace que les premières étapes auront été franchies. Ces innovations ne constituent pas la seule condition de réussite. Le changement de mode de consommation à l’échelle du consommateur ne peut se faire sans réels signaux politiques, règlementaires et tarifaires. Ces actions doivent être coordonnées et trouver une ligne directrice forte éclairée par une politique énergétique française globale.

D. Martineau et N. Goldberg

Cet article a également été publié dans le magazine “Flux”, la revue des ingénieurs Supélec.

Les engagements de développement durable mis en place par les différents gouvernements ont donné naissance à des leviers de croissance économique de

certains secteurs. Parmi ces secteurs, on trouve en première ligne ce que l’ADEME a dénommé les « filières vertes » et plus particulièrement les énergies renouvelables, l’efficacité énergétique et les évolutions des réseaux d’électricité. Le potentiel, même difficilement chiffrable, de ces activités en termes de création de richesse et d’emplois est indéniable.

Les raisons de croire en ce potentiel sont nombreuses ; large prise de conscience des problématiques environnementales, augmentation de la demande énergétique mondiale, augmentation du prix des énergies fossiles et sécurité énergétique sont autant de paramètres favorisant le développement du secteur. La France et l’Europe pourront-elles en profiter ? Oui, si elles réussissent à maximiser les investissements dans ces filières. Deux points sont alors essentiels : la gestion de la politique publique concernant ces activités, et le bon choix des technologies et des subventions qui y sont associées.

La politique publique comme déterminant principal des décisions d’investissement

La communauté financière internationale a, dès la Conférence Internationale des Energies Renouvelables de Bonn en 2004, clairement fait comprendre aux gouvernements que le principal facteur des décisions d’investissement dans les nouvelles énergies est la politique publique. Dans le milieu de la finance internationale, une définition de ce qu’est une bonne politique publique en matière de filières vertes a alors vu le jour. La formule utilisée tient en trois mots¹ :

Les pouvoirs publics doivent donc établir des objectifs clairs d’implémentation de solutions énergétiques à long terme, simplifier au maximum les législations, communiquer sur ces objectifs et législations, et garantir la stabilité des mesures envisagées. Une autre difficulté pour les gouvernements est posée par la diversité des technologies et par leur manque de maturité commerciale, qui implique l’utilisation de subventions. Il faut miser sur les bonnes technologies et associer à chaque technologie les moyens de subvention les plus efficaces.

Quelles technologies et avec quels moyens ?

En France, l’ADEME a défini trois catégories de filières vertes en fonction du potentiel de croissance estimé des marchés qui y sont associés et de l’état du potentiel industriel français en la matière. Ces filières sont présentées dans le graphique 1, et confrontées à l’évolution des investissements privés mondiaux du secteur depuis 2003. Ces catégories doivent permettre d’établir un ordre de priorité en termes d’efforts à fournir pour développer ces différentes technologies. Les efforts seront plus marqués sur les filières où la France doit mener une politique industrielle offensive : le photovoltaïque et les smartgrids ont un fort potentiel de croissance, mais la France est un peu en retard dans ces secteurs.

Evolution des investissements privés relatifs dans les filières vertes & stratégiques définies par l’ADEME
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Source : ADEME, New Energy Finance

Cependant, définir des axes stratégiques prioritaires est loin d’être suffisant. Un point essentiel dans l’élaboration de la politique publique en matière de filières vertes est le choix du moyen de subvention adapté à chaque technologie, en fonction de son niveau de maturité. Deux types de subventions peuvent être identifiés : la subvention à l’investissement et la subvention à la production. La première est adaptée aux technologies au stade de la démonstration. Lorsque les coûts d’investissement sont très élevés, elle peut être nécessaire en tout début de déploiement pré-commercial. Il peut s’agir de subventions directes, de bonification d’emprunts ou encore de crédits d’impôt. La seconde, qui peut prendre entre autres la forme de tarifs de rachat, est beaucoup plus adaptée aux technologies en prématurité commerciale, car contrairement à la première elle oblige à rechercher la performance des installations et ce sur la durée (rémunération en fonction de la production) et elle n’empêche donc pas l’émergence des technologies moins matures.

Il n’y a pas un bon mode de subvention pour une catégorie de filières, la politique publique doit être adaptée à chaque technologie. Les subventions à l’installation sont adaptées pour le solaire couche mince, les smartgrids, le stockage du CO2 l’éolien offshore, l’énergie marine, les biocarburants de deuxième et troisième génération, le géothermique et la biomasse. Le solaire grosse couche, l’éolien terrestre, les biocarburants de première génération devraient, au contraire, bénéficier de subventions à la production seulement. En revanche, les axes stratégiques prioritaires permettent d’établir quel effort effectuer pour quelle technologie. Eolien, solaire, biocarburants et smartgrids doivent à ce titre bénéficier de toute l’attention française.

La France et l’Europe pourront elles en profiter?

Depuis l’entrée en vigueur du protocole de Kyoto en 2005, les investissements dans les énergies renouvelables ont augmenté rapidement et ont majoritairement été captés par l’Europe, comme le montre le graphique ci-dessous. Même si avec la crise certaines formes d’énergies renouvelables ont enregistré un relatif coup d’arrêt, la tendance pour le futur est toujours à une croissance des investissements. Une étude menée par un cabinet d’audit auprès d’un panel de dirigeants des secteurs énergétiques et financiers début 2009 montre que 78% de ces dirigeants estiment que les investissements dans les projets d’énergies renouvelables sont économiquement viables. Mais si on regarde en détail la répartition géographique des investissements ci-dessous, il est probable que ces investissements soient majoritairement captés par les Etats-Unis et la Chine. Les Etats-Unis sont en avance technologiquement et l’industrie chinoise peut d’ores et déjà générer des économies d’échelles importantes sur certaines technologies, notamment le solaire photovoltaïque. Ces deux pays ont alloué une part très importante (respectivement 67 et 68 milliards de dollars) de leurs plans de relance 2009-2010 aux « filières vertes » et la Chine a mis en place de très larges subventions (allant jusqu’à 2,93$/W installé) dans le solaire photovoltaïque. Le résultat ne s’est pas fait attendre : la Chine est le premier exportateur mondial de panneaux solaires photovoltaïque. Enfin, les Etats-Unis ont communiqué très clairement sur les budgets alloués à chaque technologie, et sur leurs échéances, et ont ainsi donné des signaux forts aux investisseurs.

Evolution des investissements mondiaux ENR 2002-2008 (en M€)
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Source : New Finance, KPMG

En conclusion, les politiques publiques françaises et européennes doivent être élaborées en fonction des marchés et des investisseurs. Pour se positionner en tant que leader, un arbitrage entre les différentes technologies est nécessaire. Dans le solaire par exemple les tarifs de rachat existant aujourd’hui sont adaptés au photovoltaïque de première génération, mais pas au solaire couche mince, beaucoup moins mature. Ces tarifs de rachat empêchent donc l’émergence de la deuxième génération de solaire photovoltaïque, qui n’est pas rentable avec ce système de subvention. Pour promouvoir l’essor du solaire couche mince, au potentiel de marché plus grand, il faudrait mettre en place pour cette technologie des subventions à l’installation. Le géothermique et les technologies type smartgrids doivent également être développés puisque le potentiel existe : L’Etat, en plus de mettre en place des subventions pour ces filières, pourrait donc envisager d’augmenter aussi ses investissements directs dans les projets de R&D du secteur. Enfin, la communication en matière de politique publique doit être plus claire et les mécanismes simplifiés, pour rassurer et donner plus de visibilité aux investisseurs.

C. Castel

Notes :

(1) Cette formule est née lors de la préparation de la conférence de Bonn, de façon informelle, pendant des réunions entre des spécialistes de la finance des énergies renouvelables. Elle a depuis été réutilisée régulièrement par les investisseurs.

Sources :

- Chatham House, Kirsty HAMILTON, Unlocking Finance for Clean Energy: The Need for ‘Investment Grade’ Policy, Décembre 2009
- ADEME, Etudes “filières vertes”: Les filières industrielles stratégiques de la croissance verte, Octobre 2009
- UNEP, Sophie JUSTICE, Private financing of renewable energy –a guide for policy makers–, Juin 2009
- New Energy Finance, Global Trends in Clean Energy Investment, Septembre 2009
KPMG, The Winds Of Change, Juin 2009
CIRED, Dominique FINON, L’inadéquation du mode de subvention du photovoltaïque à sa maturité, Décembre 2008

Le développement de la filière des microalgues connait une accélération aux Etats-Unis. Un nouveau green business qui arrive dans la cour des grands.

Janvier 2010. Le petit monde des microalgues jubile: la nouvelle année est prometteuse. En décembre, le secrétaire d’Etat à l’Energie américain Steven Chu ouvre le bal: il annonce un financement de 54,5 millions1 pour Sapphire Energy. La société soutenue par Bill Gates veut développer un procédé de culture et de transformation de microalgues en biodiesel.
Un mois plus tard, ce sont 44 millions qui sont annoncés pour un consortium²
travaillant sur la production de microalgues. En deux tours et quelques semaines, l’Etat américain a mis 100 millions sur la table: un investissement massif qui confirme l’essor du nouvel or vert. Le gouvernement américain a annoncé l’objectif de 160 milliards de litres par an pour la production de biocarburants d’ici à 2022³. Soit un marché potentiel près de 100 milliards de dollars au prix actuel du carburant aux Etats-Unis, à la portée des microalgues.

Un secteur en pleine expansion

Les investisseurs sont au rendez-vous: la multiplication des entreprises travaillant sur le sujet est significative. D’une en 2001, leur nombre est passé à 15 en 2006 et… 75 en 2009. Parmi les plus avancées, Solazyme a déjà réuni 76 millions de dollars en trois tours de table. Après 7 ans d’existence, la start-up est la première à être pas-sée en phase de production et se lance sur plusieurs marchés⁴. La société est appuyée par le puissant pétrolier Chevron. Son concurrent ExxonMobil s’est aussi lancé dans la course en finançant un programme de 300 millions de dollars de recherche sur les biocarburants algaux avec Synthétic Genomics. Tous présentent le biocarburant à base de microalgues comme l’alternative au pétrole la plus crédible dans les transports. Cible la plus prometteuse, le biokérosène algal⁵ a déjà été testé: en juin 2009, Boeing annonçait avoir fait voler des avions avec un mélange contenant du biocarburant à base de micro-algues.

Mais ce nouveau green-business n’est pas sans risque: en 2009 GreenFuel Tech, pionnière du secteur, s’est effondrée⁶. La start-up, spin-off d’un laboratoire de recherche du MIT, avait pourtant levé 70 millions de dollars.

Vue microscopique d’une micro-algue

Des algues encore trop gourmandes

Le fort besoin de financement est un obstacle de taille pour les start-ups du secteur. Bob Metcalfe, associé de Polaris Venture Partners - qui a soutenu GreenFuel -, le dit lui-même⁷: “les starts-ups de l’énergie se prêtent mal au capital risque”. Le financement nécessaire pour passer de la phase de développement en laboratoire à la production à grande échelle est énorme - notamment comparé aux starts-ups des technologies de l’information - et dépasse parfois la capacité des fonds.

Un autre coup dur est intervenu quelques jours après l’annonce du secrétariat d’Etat à l’énergie. Dans une étude parue le journal Environmental Science and Tech-nology⁸, des chercheurs mettent en avant des résultats peu favorables à ce “biocarburant de troisième généra-tion”. Les auteurs pointent du doigt des besoins très importants en énergie. La production pourrait selon eux aboutir à davantage d’émissions de CO2 qu’elle ne per-met d’en capturer - l’un des gros atouts des microalgues est leur capacité à fixer le CO2 en l’utilisant pour leur croissance. Source de cette difficulté, la nécessité d’alimenter les algues en nutriments, dont la production demande beaucoup d’énergie. L’Algal Biomass Organiza-tion⁹ a dénoncé l’utilisation de données anciennes et aujourd’hui “périmées” - les besoins en nutriments peu-vent par exemple être satisfaits par l’utilisation des eaux usées. Pour ne pas faire de vagues, le groupement pro-fessionnel a sifflé la fin des hostilités en proposant à l’équipe scientifique de réaliser conjointement une étude complémentaire.

Des verrous en passe d’être levés

Les industriels se savent dans une phase clé du dévelop-pement de la filière: les observateurs prévoient une présence réelle des biocarburants algaux sur le marché d’ici 5 à 10 ans. Pour être compétitif, le biodiesel doit s’aligner sur un prix de vente d’environ 0,6 dollar le litre, mais le coût de production actuel est d’environ 7,5 dollars par litre. Les professionnels du secteur réunis pour la Conférence sur le Biodiesel de San Francisco le 5 février parient sur le fait de pouvoir ramener ce chiffre à 0,8 dollar en mutualisant les ressources sur le site de production et en exploitant au maximum les co-produits. L’objectif semble à portée de main, un laboratoire public annonçant déjà des résultats s’en approchant.¹⁰

Les financements annoncés par le Département de l’énergie devraient rassurer les investisseurs et permettre de surmonter la phase difficile de la crise. Argent frais, avancées techniques et consolidation de la filière : outre-Atlantique tous les ingrédients sont là pour prévoir une véritable marée verte…

Notes :

1. Le projet de Sapphire Energy est retenu dans le cadre d’un investissement de 600 millions de dollars dans 19 pro-jets de bioraffineries. Il bénéficie d’une garantie de prêt à hauteur de 54,5 millions. Voir le site du DOE.
2. Le National Alliance for Advances Biofuels and Bioproducts s’est construit autour d’industriels et d’universités pour développer les technologies nécessaires à une production viable de biocarburants à partir de microalgues. Il est financé sur trois ans dans le cadre du plan de relance américain. Voir le site du DOE.
3. Voir le document de la Maison Blanche Growing America’s Fuel, An Innovation Approach to Achieving the Presi-dent’s Biofuels Target, 2009 (PDF)
4. Solazyme a signé en 2009 un contrat de 8,5 millions de dollars - 80 000 litres de carburant - avec l’US Navy, fournit le fabricant de compléments alimentaires Garden of Life et vient d’annoncer un accord avec Unilever pour des produits de toilette à base de microalgues. Plus d’informations…
5. Alors qu’EADS investit dans la recherche, les experts les plus optimistes prévoient que ce carburant pourrait être majoritaire dans dix ans.
6. GreenFuel Technologies a remporté un contrat de 92 millions de dollars avec la société espagnole Aurantia pour la fourniture de 25 000 tonnes de microalgues par an, mais n’a pu l’honorer suite à des difficultés de financement.
7. Voir l’analyse de bob Metcalfe dans le Boston Globe.
8. Environmental Life Cycle Comparison of Algae to Other Bioenergy Feedstocks par Andres F. Clarens, Eleazer P. Resurreccion, Mark A. White and Lisa M. Colosi sur le site d’Environmental Science & Technology
9. L’Algal Biomass Organization est un groupement professionnel d’industriels impliqués dans le développement de biocarburants algaux.
10. La Defense Advanced Research Projects Agency prétend être capable de produire à 2$ par gallon, soit 0.5$ par litre.

Sources :

• US Department Of Energy : www.energy.gov
• The Boston Globe : www.boston.com
• Environmental Science & Technology : http://pubs.acs.org
• Oilgae : www.oilgae.com

Cet article de Marion Solletty a obtenu le troisième prix au Concours étudiant sur le thème Energ’ETHIC, organisé par Sia Conseil, L’Expansion et RTE. Vous pourrez également retrouver les articles des neuf lauréats du Concours sur la Chaine Energie de l’Expansion ainsi que le témoignage de deux lauréats sur le blog de RTE : Au delà des lignes.