X

http://www.effet-de-serre.gouv.fr/fr/emissions/inventaire_national_des_emissions        http://www.eco2initiative.com/bilancarbone.html

http://www.effet-de-serre.gouv.fr/fr/emissions/Bilan_PNLCC_Kyoto_éd2006.xls

http://www.effet-de-serre.gouv.fr/fr/emissions/politiques_nationales

http://www.effet-de-serre.gouv.fr/fr/emissions/inventaire.htm

AIE EMISSIONS CO2 2005

                                                                                 FUITES 20100308

Carbon Emissions ‘Outsourced’ to Developing Countries   Monday, March 8, 2010 Map showing flow of "outsourced" emissions A new study by scientists at the Carnegie Institution for Science finds that over a third of carbon dioxide emissions associated with consumption of goods and services in many developed countries are actually emitted outside their borders. Some countries, such as Switzerland, “outsource” over half of their carbon dioxide emissions, primarily to developing countries. The study finds that, per person, about 2.5 tons of carbon dioxide are consumed in the U.S. but produced somewhere else. For Europeans, the figure can exceed four tons per person. Most of these emissions are outsourced to developing countries, especially China.   “Instead of looking at carbon dioxide emissions only in terms of what is released inside our borders, we also looked at the amount of carbon dioxide released during the production of the things that we consume,” says co-author Ken Caldeira, a researcher in the Carnegie Institution’s Department of Global Ecology. Caldeira and lead author Steven Davis, also at Carnegie, used published trade data from 2004 to create a global model of the flow of products across 57 industry sectors and 113 countries or regions. By allocating carbon emissions to particular products and sources, the researchers were able to calculate the net emissions “imported” or “exported” by specific countries. “Just like the electricity that you use in your home probably causes CO2 emissions at a coal-burning power plant somewhere else, we found that the products imported by the developed countries of western Europe, Japan, and the United States cause substantial emissions in other countries, especially China,” says Davis. “On the flip side, nearly a quarter of the emissions produced in China are ultimately exported.” Over a third of the carbon dioxide emissions linked to good and services consumed in many European countries actually occurred elsewhere, the researchers found. In Switzerland and several other small countries, outsourced emissions exceeded the amount of carbon dioxide emitted within national borders. The United States is both a major importer and a major exporter of emissions embodied in trade. The net result is that the U.S. outsources about 11% of total consumption-based emissions, primarily to the developing world. The researchers point out that regional climate policy needs to take into account emissions embodied in trade, not just domestic emissions. “Our analysis of the carbon dioxide emissions associated with consumption in each country just states the facts,” says Caldeira. “This could be taken into consideration when developing emissions targets for these countries, but that’s a decision for policy-makers. One implication of emissions outsourcing is that a lot of the consumer products that we think of as being relatively carbon-free may in fact be associated with significant carbon dioxide emissions.” “Where CO2 emissions occur doesn’t matter to the climate system,” adds Davis.  “Effective policy must have global scope. To the extent that constraints on developing countries’ emissions are the major impediment to effective international climate policy, allocating responsibility for some portion of these emissions to final consumers elsewhere may represent an opportunity for compromise.” The report is published online in the March 8, 2010 Proceedings of the National Academy of Sciences. Image caption: China is by far the largest “exporter” of carbon dioxide emissions, as seen in this map of the net flow of emissions embodied in trade among the major exporting and importing countries. Arrows indicate direction and magnitude of flow; numbers are megatons (millions of tons). Credit: Steven Davis/Carnegie Institution for Science.

Highest CO2 Emitting Power Sectors by Country See More Show Past & Future   Tons CO2 MWh Energy Intensity % Fossil % Hydro % Nuclear % Other Renewable China Asia 2000: Present: Future: 1,260,000,000 3,120,000,000 5,000,000,000 1,290,000,000 3,260,000,000 6,259,999,744 1,958 1,910 1,600 79.61 82.51 72.66 18.63 14.51 19.25 1.23 2.02 6.68 0.18 0.12 0.16 United States North America 2000: Present: Future: 2,700,000,000 2,820,000,000 3,520,000,000 3,860,000,000 4,190,000,128 5,169,999,872 1,397 1,345 1,361 65.88 68.79 70.51 7.34 6.57 5.71 20.21 18.4 16.86 4.14 4.39 5.08 India Asia 2000: Present: Future: 477,000,000 638,000,000 1,850,000,000 522,000,000 719,000,000 2,220,000,000 1,828 1,773 1,664 78.39 76.3 77.25 14.15 16 15.33 2.86 2.41 3.04 0.79 1.6 0.75 Russia Asia 2000: Present: Future: 448,000,000 478,000,000 621,000,000 823,000,000 896,000,000 1,360,000,000 1,089 1,068 912 64.15 63.38 55.87 19.9 19.66 16.61 14.88 15.65 25.93 0.44 0.63 0.97 Germany Europe 2000: Present: Future: 403,000,000 429,000,000 611,000,000 577,000,000 636,000,000 862,000,000 1,397 1,351 1,418 62.95 62.11 68.38 3.73 3.05 2.32 27.9 24.36 17.96 3.15 7.46 8.47

                                                                                                                                 L’Europe récompense les mauvais élèves

 ges kyoto  1990 2007 /france secteur

 GES FACTEUR 4

 FRANCE GES 1990 2003   

                                                                                    CITEPA CO² FRANCE 2006

          RAPPORT CO²

Au sein de l'Union européenne, on doit souligner la remarquable performance de la France, qui, en 2003, a émis 2,2 fois moins de tonnes de CO₂ que l'Allemagne et 1,4 fois moins que le Royaume-Uni. Rapportées au PIB, les émissions de la France sont moitié plus faibles que celles de l'Allemagne

On peut se demander si l'application du Protocole de Kyoto à l'intérieur de la « bulle » européenne tient suffisamment compte de cette disparité. L'objectif de l'Allemagne est en effet une réduction de ses émissions de gaz à effet de serre de 21% seulement, par rapport à ses niveaux de 1990. Au terme de cette évolution, les émissions allemandes resteront très supérieures à celles de la France, même si celle-ci n'a comme contrainte que de stabiliser ses émissions au niveau de 1990

La contribution faible de l'éolien au niveau national mais notable au niveau local

Le fonctionnement des éoliennes est soumis à la météorologie et non pas à la demande d'électricité. En dessous d'une certaine vitesse de vent, en général 5 m/s, soit 18 km/h, une éolienne, ne pouvant fournir de la puissance, est déconnectée du réseau et tourne à vide, ou bien, est arrêtée purement et simplement. Par ailleurs, avec des vents d'une vitesse supérieure à 25 m/s, soit 90 km/h, les éoliennes doivent être stoppées, faute de pouvoir supporter les efforts mécaniques correspondants. Autre variable importante conditionnant la production d'électricité effective d'une éolienne, la vitesse moyenne du vent peut, en variant d'un facteur 1,7, modifier la quantité d'énergie fournie du simple au triple, d'où l'intérêt d'implanter ces machines dans des zones aux régimes de vent régulier et modéré.

Les réacteurs actuellement en fonctionnement sont à 81% des réacteurs à eau légère de 2^ème génération, qui utilisent de l'uranium enrichi. Leur approvisionnement en combustible ne pose aucune difficulté, de même que celui des réacteurs de Génération III, comme l'EPR (European Pressurized water Reactor), qui pourraient les remplacer à partir des années 2020. Les réserves classiques connues d'uranium représentent en effet 70 années de consommation actuelle et les réserves probables supplémentaires, 100 années de plus, ce qui permettrait d'engager la croissance du parc électronucléaire mondial avec le même type de réacteurs.

La pérennité de l'approvisionnement en uranium est, en réalité, assurée pour bien plus longtemps.

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Le niveau des réserves d'uranium sera en effet porté à plusieurs millénaires avec les réacteurs de 4^ème Génération, appelés à prendre, vers 2040, le relais des réacteurs à eau légère. Ces réacteurs utiliseront en effet une proportion du potentiel énergétique de l'uranium beaucoup plus grande que les réacteurs à eau légère.

Sur le plan des coûts de production, le nucléaire est plus compétitif que les autres filières, et ceci dans la durée.

Selon la DGEMP (Direction générale de l'énergie et des matières premières), par rapport au coût de 28,4 € du MWh nucléaire, le cycle combiné à gaz est plus cher de 20 % et le charbon pulvérisé de 23 %.

Par ailleurs, la hausse du prix de l'uranium n'a qu'un impact très réduit sur le prix du MWh nucléaire. En effet, le coût de l'uranium ne représente que 5% du coût du MWh.

En conséquence, si le prix de l'uranium était multiplié par dix, le coût de production de l'électricité nucléaire n'augmenterait que de 40%. En revanche, si le prix du gaz était multiplié par dix, le coût du MWh gaz serait multiplié par 6.

Si l'on prend en compte le coût du CO₂ émis, l'avantage du nucléaire est alors encore plus déterminant.

Comparé aux 28,4 €/MWh du nucléaire, le MWh gaz ressort en effet à 42,1 € (+48%) et celui du charbon à 48,3 € (+70%).

Enfin, toutes les charges du nucléaire, actuelles et futures, sont couvertes par le prix de l'électricité, et tout particulièrement

C'est la production et la distribution d'électricité qui exigeront les investissements les plus importants : 60% du total des investissements totaux dans l'énergie. Les investissements dans le transport et la distribution seront encore plus importants que dans la production

D'ici 2020 et au-delà, une priorité doit être accordée à l'efficacité énergétique qui a deux dimensions : d'une part, la réduction des consommations énergétiques de chacune des filières, et, d'autre part, la sélection des filières dont le rapport bénéfice sur coût est le plus avantageux, en termes d'émissions de CO₂ et d'investissements, comme de prix de revient.

Compte tenu de l'ampleur des défis à relever, des priorités sont indispensables. D'ici à 2020, la R&D doit être spécialement active dans le domaine de l'énergie, afin de déterminer le plus rapidement possible des priorités claires et d'y allouer d'importants moyens.

Le rôle important du charbon en Europe

La France n'a plus de production charbonnière depuis 2004. Mais sa situation n'est en aucun cas représentative de la situation européenne.

Après la production record de 59 millions de tonnes de 1959, le pacte charbonnier de 1994 a signé l'arrêt en 2005 de la production charbonnière en France. De fait, la fermeture du puits de la Houve en Lorraine, le 23 avril 2004, marque officiellement la fin de l'exploitation du charbon en France, en raison de coûts d'extraction trop élevés par rapport à ceux des pays neufs. De toute façon, les réserves hexagonales en charbon ne dépassent pas 15 millions de tonnes. Pour autant, les importations de charbon en France, en provenance d'Australie et d'Afrique du Sud, principalement, se sont élevées à 12 millions de tonnes équivalent pétrole en 2004. Le charbon continue en effet d'être utilisé principalement pour la production d'électricité thermique (5,5 millions tep) et dans la sidérurgie, soit directement soit indirectement pour la fabrication de coke⁶¹.

Si elle a fortement décru depuis les années 1970, la production charbonnière du Royaume Uni atteint tout de même 15,3 millions tep en 2004, sur la base de réserves de 220 millions de tonnes. Au reste, la production électrique britannique repose encore à 36 % sur les centrales thermiques au charbon.

L'Allemagne a tiré 54,7 millions tep de charbon de son sol en 2004. Après la fermeture de plusieurs mines des Länder de l'Est, le lignite est extrait principalement en Rhénanie et l'anthracite en Ruhr. Les réserves représentent 183 millions de tonnes d'anthracite et 6,6 milliards de tonnes de lignite. Fait marquant, 50,6% de la production d'électricité allemande sont assurés par des centrales thermiques à lignite et à anthracite⁶².

Le charbon occupe toujours une place importante dans les nouveaux pays membres de l'Union européenne. Le premier pays charbonnier européen est ainsi la Pologne, avec 70 millions de tep de charbon produites en 2004 et des réserves de 14 milliards de tonnes. La République tchèque a extrait, la même année, 23,5 millions de tonnes, pour des réserves de 5,5 milliards de tonnes.

Au total, le charbon représente 16% de la consommation d'énergie primaire de l'Union européenne à 25, qui ne possède que 3,7% des réserves mondiales de charbon.

Le charbon, clé de l'avenir énergétique des pays émergents

La Chine est le premier producteur mondial de charbon avec 990 millions tep en 2004 et dispose de réserves considérables (114 milliards de tonnes). Le charbon y joue un rôle essentiel dans la consommation d'énergie primaire, avec 65% du total. En 2003, la production chinoise d'électricité reposait à 70% sur le charbon.

Devant faire face à une croissance très forte de la demande d'électricité, la Chine ne peut que développer l'ensemble des filières - hydroélectrique, gaz naturel et nucléaire -. La part relative du charbon devrait donc décroître. Mais sa production devrait continuer à augmenter en valeur absolue, ne serait-ce qu'en raison du montant très élevé des réserves, soit 12,6% des réserves mondiales de charbon.

La situation de l'Inde est comparable à celle de la Chine, à ceci près que le niveau de consommation d'énergie par habitant y est inférieur⁶⁷. À cet égard, il faut rappeler que 20% de la population indienne n'a pas accès à l'électricité.

Le charbon a, en 2003, fourni 52% de la consommation d'énergie primaire de l'Inde. L'Inde est déjà un grand producteur de charbon, avec 189 Mtep en 2004, sur la base de réserves de 92 milliards de tonnes soit 10,2% des réserves mondiales. La production électrique est assurée à plus de 80% par des centrales thermiques au charbon.

Pas plus qu'en Chine, la diversification des sources d'énergie en Inde ne devrait signifier un recul de la production charbonnière en valeur absolue

L'avenir prometteur mais ambivalent du charbon

164 années de production : tel est le potentiel des réserves mondiales de charbon au niveau de production actuel⁸⁷. Il s'agit là de réserves prouvées, bien réparties géographiquement, présentes dans des pays dont les besoins en énergie sont massifs, comme les États-Unis, la Chine ou l'Inde. La probabilité d'un déclin du charbon est donc très faible⁸⁸.

Prometteur, l'avenir du charbon est aussi porteur de menaces pour l'environnement, compte tenu de l'émission de CO₂ pour chacune de ses utilisations.

Dès lors, le développement de technologies du charbon propre et leur diffusion maximale sur la planète s'imposent dans le cadre de la lutte contre l'effet de serre.

Bien qu'ils refusent l'adhésion au Protocole de Kyoto, les États-Unis sont toutefois très actifs dans la recherche sur le charbon.

Entamé dès 1985 avec le programme sur les technologies du charbon propre qui s'est déroulé jusqu'en 1993, repris en 2001 avec l'initiative sur la modernisation des centrales thermiques à charbon, l'effort des États-Unis dans le domaine charbonnier a reçu une nouvelle impulsion avec l'initiative présidentielle sur l'énergie du charbon propre « Clean Coal Power Initiative » d'une portée de 10 ans.

Une disponibilité variable

La disponibilité de l'énergie éolienne ou de l'hydroélectricité dépend des conditions météorologiques. Démarrant pour un vent de 3 à 5 m/s (11-18 km/h), les éoliennes sont stoppées lorsque le vent dépasse 25 m/s (90 km/h). Les vents faibles et les vents forts les condamnent donc à l'arrêt. Pour autant, leur production dépend fortement de la vitesse du vent. L'hydraulicité altère fortement la production hydroélectrique au fil de l'eau, ainsi que la capacité des barrages sur retenue. Le rendement de la biomasse sur l'année varie en fonction des conditions météorologiques, de même que la production photovoltaïque dépend de l'ensoleillement.

Au total les durées d'utilisation des énergies renouvelables sont inférieures à celles des énergies fossiles ou nucléaire. Comparées aux 8000 heures d'une centrale nucléaire de type EPR, la durée d'utilisation moyenne annuelle pour la France dans son ensemble, est de 2500 heures pour l'éolien, de 2000 heures pour un barrage sur retenue, de 5000 heures par an pour l'hydroélectricité au fil de l'eau, de 500 heures à 5000 heures par an pour l'hydroélectricité par pompage, de 1000 heures par an pour le photovoltaïque.

Fonction de la météorologie, la puissance disponible de l'éolien n'est pas garantie, non plus que celle du solaire thermique ou photovoltaïque. Seule l'hydroélectricité possède un potentiel de production prévisible à court terme

Des contraintes surmontables mais coûteuses

Sur le plan technique, les contraintes de gestion supplémentaires des énergies renouvelables ne sont pas insurmontables. Mais elles enchérissent leur utilisation¹²⁹.

« Sans soutien, les énergies renouvelables ne sauraient s'imposer face aux autres filières ». « Toutes les formes d'énergie auraient eu, à leur démarrage, besoin d'aides pour s'imposer ». « Si les énergies renouvelables ne sont pas encore rentables, la raison en est que des moyens suffisants n'auraient jamais été alloués à la recherche et au développement dans ce domaine ». Telles sont des remarques souvent entendues à propos de la compétitivité des énergies renouvelables.

Le fait est que les énergies renouvelables sont soutenues dans la totalité des pays où elles connaissent un essor. Mais plusieurs pays en pointe dans leur développement manifestent une prudence nouvelle dans leur politique d'aides publiques.

Malgré les dépenses publiques consenties, l'investissement allemand dans l'éolien ne semble pas avoir eu l'efficacité escomptée. En 2002, les 12 000 MW installés fournissaient 3% de la production électrique du pays. En 2004, les 16 628 MW installés ont assuré un peu plus de 4% de la production totale.

La faiblesse de la production provient essentiellement d'un régime de vents peu favorable¹⁴⁶. À titre de comparaison, le ratio production/puissance installée pour 2005 est de 2,1 pour le Danemark contre 1,4 en Allemagne, ce qui veut dire que les éoliennes danoises sont 1,6 fois plus productives que les machines allemandes, non pas en raison des techniques plus efficaces mais en raison seulement d'un régime de vents plus favorable.

Le mécanisme de base pour soutenir le développement des énergies renouvelables devient l'obligation d'achat¹⁴⁷. EDF et les distributeurs non nationalisés sont tenus d'acheter l'électricité produite sur le territoire national par les installations qui valorisent les déchets ménagers, qui alimentent un réseau de chaleur (cogénération) ou qui utilisent des énergies renouvelables¹⁴⁸. Après l'adoption de la loi de 2000 sur la modernisation et le développement du service public de l'électricité, les tarifs d'achat font l'objet d'arrêtés, publiés avant la fin juin 2002.

En 2004, EDF a acheté, au titre de l'obligation d'achat, 24,2 TWh d'électricité, produite à hauteur de 71% à partir de la cogénération, de 15% par l'hydraulique et de 9% par des usines d'incinération d'ordures ménagères (UIOM). L'éolien compte pour 2% du total des achats d'électricité¹⁴⁹.

Tableau 1 : Tarifs d'achat et coût de production des énergies renouvelables pour la production d'électricité

(source : DGEMP et EDF)

Deuxième étape en 2005, le soutien aux énergies renouvelables thermiques est considéré comme une priorité essentielle dans le cadre de la diversification du bouquet énergétique¹⁵⁰. La loi de programme de 2005 fixant les orientations de la politique énergétique vise une augmentation de 50% à l'horizon 2010 de la production de chaleur d'origine renouvelable.

Au final, comme dans tous les pays, le soutien aux énergies renouvelables repose sur les consommateurs. Les organismes de distribution d'électricité ajoutent en effet à la facture d'électricité, un surcoût, dont le produit est reversé aux producteurs à proportion des charges qu'ils subissent du fait de l'obligation d'achat. En 2004, les surcoûts de l'obligation d'achat ont représenté environ 1,1 milliard €, soit environ 3 €/MWh ou 0,3 €/kWh. Il est à noter que la cogénération, au demeurant favorable en termes d'efficacité énergétique puisqu'elle permet la valorisation de la chaleur produite en même temps que l'électricité, représente la majeure partie des charges liées à l'obligation d'achat.

Pour le consommateur individuel, la charge du soutien aux énergies renouvelables et au développement de la cogénération, représente environ 3,5% de la facture d'électricité, et près de 7% pour un consommateur industriel¹⁵¹.

Un développement ambitieux des énergies renouvelables ne doit pas pour autant trop peser sur la facture d'électricité. C'est pourquoi un plafond de 7% du tarif de vente du kWh a été fixé en 2003 pour les surcoûts correspondant à l'ensemble des charges de service public¹⁵².

Si le développement des énergies renouvelables s'accélérait encore dans le cadre actuel, le plafond fixé en 2003 pourrait être rapidement atteint, ce qui obligerait à remettre à plat le mécanisme de financement des charges de service public, et, en particulier, le soutien au développement de ces nouvelles filières. Plusieurs pays en pointe dans ce domaine ont déjà opéré, comme on l'a vu, une révision de leurs politiques de soutien aux énergies renouvelables. La France pourrait y être conduite à son tour plus rapidement que prévu.

Mais peu à peu, apparaissent aussi l'impossibilité du tout éolien et les inconvénients du trop d'éolien.

Des nuisances principalement visuelles

Le bruit produit par une éolienne a longtemps été considéré comme une nuisance empêchant leur implantation. Les bruits mécaniques des engrenages sont désormais quasiment inexistants. Avec les éoliennes modernes de puissance, dont les pales tournent à faible vitesse, le bruit de souffle des rotors n'est que de 100 décibels en pied de mât et inaudible à 200 mètres.

Les limites intrinsèques de l'énergie éolienne

Le fonctionnement des éoliennes est soumis à la météorologie et non pas à la demande d'électricité.

En dessous d'une certaine vitesse de vent, en général 5 m/s, soit 18 km/h, une éolienne, ne pouvant fournir de la puissance, est déconnectée du réseau et tourne à vide ou bien est arrêtée purement et simplement. Dans le cas d'éoliennes proches les unes des autres, les phénomènes d'abri ou de turbulence peuvent entraîner l'arrêt de certaines alors que d'autres tournent normalement.

Par ailleurs, avec des vents d'une vitesse supérieure à 25 m/s, soit 90 km/h, les éoliennes doivent être stoppées, faute de pouvoir supporter les efforts mécaniques correspondants.

Autre variable importante conditionnant la production d'électricité effective d'une éolienne, la vitesse moyenne du vent peut, en variant d'un facteur 1,7 faire varier la quantité d'énergie fournie du simple au triple, d'où l'intérêt d'implanter ces machines dans des zones aux régimes de vent régulier et modéré.

En France, malgré les régimes de vent favorables des bords de mer, et la compensation météorologique possible entre l'Atlantique et la Méditerranée, la durée moyenne de fonctionnement des éoliennes à leur puissance nominale ne dépasse pas 2 000 heures par an. On doit par ailleurs noter que pendant les périodes de froid ou de canicule, où la demande d'électricité est la plus forte, les éoliennes sont à l'arrêt faute de vent.

En conséquence, l'alimentation en électricité d'utilisateurs, particuliers ou industriels, ne peut en aucun cas reposer exclusivement sur des éoliennes. Des moyens de production complémentaires doivent nécessairement leur être associés.

S'il est doté d'une éolienne de moyenne puissance, un réseau de faible dimension comme celui d'une petite île non raccordée au réseau doit comprendre des panneaux solaires complémentaires, des batteries de stockage de l'électricité et un groupe électrogène.

Sur un réseau de forte puissance, l'installation d'éoliennes doit être complétée par celle des turbines à gaz ou à fioul susceptibles de les relayer lorsque les conditions météorologiques interdisent leur fonctionnement. Les calculs économiques relatifs à l'éolien doivent donc nécessairement intégrer le coût des centrales électriques additionnelles à leur adjoindre pour que les utilisateurs ne souffrent pas de l'irrégularité de cette production d'électricité.

Enfin, comparée à celles des centrales thermiques, la puissance spécifique des éoliennes est faible - 5 MW au maximum en 2005 -, ce qui, ajouté au caractère aléatoire de leur production, les rend inaptes à l'alimentation en propre de sites industriels.

Un essor dépendant des aides publiques

L'essor de l'éolien dépend encore étroitement des aides publiques.

Si l'Espagne représente actuellement le leader mondial de l'accroissement de capacité, c'est parce que les pouvoirs publics accordent aux investisseurs, depuis 2004, une rétribution garantie sur la durée de vie complète des parcs éoliens.

De même, le Royaume Uni, pour enfin faire décoller l'éolien offshore dont il attend une contribution significative à son approvisionnement énergétique, multiplie les systèmes d'aide, avec des certificats verts, une garantie du capital investi dans l'offshore, une exemption de la taxe sur l'énergie et enfin des réductions d'impôts.

A contrario, toute révision des aides accordées à l'éolien se traduit immédiatement par un ralentissement des investissements.

Ainsi, aux États-Unis, il a suffi que la reconduction de l'aide fiscale à la production PTC (Production Tax Credit) prenne du retard en 2004 pour que l'augmentation annuelle de la puissance installée passe de 1707 MW en 2003 à 448 MW en 2004.

De même, le marché allemand a fléchi de 30% entre 2003 et 2004, en raison de la baisse de 4% en moyenne du prix d'achat de l'électricité éolienne et de sa dégressivité de 2% par an à partir de 2005.

L'expansion de l'éolien hors d'Europe

En 2004, l'Europe constituait toujours, le premier marché pour les ventes annuelles des constructeurs, l'augmentation du parc européen ayant atteint 5 856 MW. Mais l'énergie éolienne semble se développer sur d'autres continents qu'en Europe.

Ainsi, l'Asie est devenue le second marché mondial, avec une augmentation de la puissance installée de 918 MW en 2004. En un an, la Chine a augmenté son parc de 24% et l'Inde de 32%. On peut donc dire que l'éolien fait partie des filières énergétiques testées par ces puissances émergentes pour faire face à la gigantesque augmentation de leur demande en énergie.

Un essor dépendant des aides publiques

L'essor de l'éolien dépend encore étroitement des aides publiques.

Si l'Espagne représente actuellement le leader mondial de l'accroissement de capacité, c'est parce que les pouvoirs publics accordent aux investisseurs, depuis 2004, une rétribution garantie sur la durée de vie complète des parcs éoliens.

De même, le Royaume Uni, pour enfin faire décoller l'éolien offshore dont il attend une contribution significative à son approvisionnement énergétique, multiplie les systèmes d'aide, avec des certificats verts, une garantie du capital investi dans l'offshore, une exemption de la taxe sur l'énergie et enfin des réductions d'impôts.

A contrario, toute révision des aides accordées à l'éolien se traduit immédiatement par un ralentissement des investissements.

Ainsi, aux États-Unis, il a suffi que la reconduction de l'aide fiscale à la production PTC (Production Tax Credit) prenne du retard en 2004 pour que l'augmentation annuelle de la puissance installée passe de 1707 MW en 2003 à 448 MW en 2004.

De même, le marché allemand a fléchi de 30% entre 2003 et 2004, en raison de la baisse de 4% en moyenne du prix d'achat de l'électricité éolienne et de sa dégressivité de 2% par an à partir de 2005.

Une contribution faible à la production électrique

Compte tenu de l'importance de son parc éolien et de la variété des caractéristiques géographiques des États membres, l'Union européenne représente un laboratoire des avantages et des inconvénients de cette forme d'énergie.

Grâce à la publication par EurObserv'ER des statistiques annuelles des puissances installées et de la production électrique éolienne de chacun des pays¹⁶⁰, on peut reconstituer le nombre d'heures de fonctionnement à pleine puissance des éoliennes d'un pays considéré et donc le facteur de charge.

Deux groupes de grands pays éoliens¹⁶¹ se distinguent en termes d'efficacité de l'investissement éolien, recouvrant logiquement le régime des vents dont chaque pays bénéficie. Rappelons qu'une année comprend 8 760 heures.

Parmi les pays dont le nombre d'heures de fonctionnement à pleine puissance a été supérieur à 2000 heures par an en 2004, figurent la Grèce (2619 heures), les Pays-Bas (2506 heures), le Royaume Uni (2218 heures) et le Danemark (2108 heures).

L'Espagne bénéficie d'une efficacité voisine avec 1936 heures. Pour les autres grands pays, l'efficacité de l'investissement éolien chute rapidement, en particulier pour la Suède (1836 heures), la France (1798 heures), l'Italie (1694 heures).

L'une des efficiences les plus faibles est celle du parc éolien allemand, dont la durée de fonctionnement à pleine puissance n'a pas dépassé 1451 heures en 2004, soit un facteur de charge de 16,5%. L'installation d'éoliennes sur les côtes allemandes de la mer du Nord ayant été sévèrement limitée pour protéger l'environnement, les éoliennes ont été disséminées sur tout le territoire, y compris des zones peu ou mal ventées.

En conséquence, l'Allemagne, avec ses 16 629 MW de puissance éolienne installée fin 2004, n'a produit que 22,6 TWh, soit 3% de sa production électrique de l'année.

Plusieurs conclusions s'imposent de l'analyse des résultats effectifs de l'exploitation éolienne, qui confirment des intuitions de bon sens.

L'investissement éolien n'a qu'une efficacité très limitée dans les pays dont le régime de vents n'est pas favorable. Des sites bien ventés peuvent bien entendu exister et justifier un tel investissement mais une approche au cas par cas est sans aucun doute meilleure qu'une politique systématique. Ceci renvoie au fait que l'éolien est un moyen de production décentralisée de l'électricité et non pas une filière d'application générale pouvant s'imposer dans un pays au détriment des autres filières.

Par ailleurs, la production éolienne, y compris dans les pays dont le régime de vents est le plus favorable, plafonne statistiquement à 2500, voire 3000 heures par an au maximum. Or le coût d'investissement dans l'éolien est de l'ordre de 922 €/kW, contre 559 €/kW pour un cycle combiné à gaz. Le retour sur investissement est donc très long, comparativement à celui d'installations comme un cycle combiné à gaz qui peut fonctionner près de 7000 heures par an. On comprend donc que l'investissement éolien doive être fortement subventionné.

En parallèle à l'installation d'éoliennes sur son territoire, l'Allemagne a su développer une industrie solide, avec trois entreprises dans les dix premières mondiales du secteur en 2004, Enercon troisième mondial, Repower septième mondial et Nordex huitième mondial. Le chiffre d'affaires des constructeurs allemands s'est élevé à 4,7 milliards €, dont 38% à l'export, tandis que le nombre d'emplois générés est décrit comme « important » par le ministère de l'environnement.

Dans ces conditions, le soutien à l'éolien possède plusieurs dimensions, dont une dimension industrielle et sociale primordiale, qui n'a pas grand-chose à voir avec l'efficacité énergétique.

Le niveau satisfaisant des tarifs de rachat de l'électricité éolienne

La rentabilité de l'investissement éolien est actuellement suffisante pour assurer son développement en France. Le tarif de rachat de l'électricité éolienne est en effet largement supérieur à son prix de revient.

D'un montant, fixé en 2001, de 83,8 €/MWh pour les cinq premières années et de 30,5 à 83,8 €/MWh pour les dix années suivantes¹⁶³, le tarif de rachat est en moyenne actuellement de 80 €/MWh, pour un prix de revient compris entre 55 et 75 €/MWh, sur la base d'un facteur de charge moyen en France de 25%¹⁶⁴.

De fait, la puissance moyenne des éoliennes installées s'élève régulièrement, ce qui devrait permettre de baisser les coûts de production¹⁶⁵.

D'après EDF, ce tarif garantit une rentabilité de 11 à 12 % par an, un niveau supérieur à la rentabilité de 8% demandée par les investisseurs. L'expérience semble montrer que cet écart est justifié par le risque pris par l'investisseur. La production d'une éolienne est en effet difficile à prévoir du fait des aléas météorologiques et de la connaissance préalable souvent insuffisante de l'exposition du site choisi.

La procédure de l'appel d'offres paraît adaptée, par ailleurs, à la spécificité des investissements offshore, dont les coûts peuvent varier sensiblement selon les sites.

Les nouvelles zones de développement éolien

La loi du 10 février 2000 avait limité aux installations éoliennes de 12 MW au plus, le soutien par le tarif de rachat.

Tout en conservant cette disposition pour les deux ans suivant son adoption, la loi de programme du 13 juillet 2005 fixant les orientations de la politique énergétique, a subordonné l'octroi de ce soutien aux installations construites dans des zones de développement éolien.

L'objectif est en effet d'ordonner l'essor de l'éolien en France, tout en le favorisant. Les zones de développement de l'éolien, proposées par les communes intéressées, sont définies par le préfet du département correspondant, en fonction de leur potentiel éolien et de leurs caractéristiques géographiques¹⁶⁶.

Cette nouvelle approche permettra d'améliorer la répartition des implantations par rapport aux paysages et au réseau électrique et de bénéficier ainsi d'économies d'échelle.

Des contraintes de gestion croissantes à anticiper

L'intermittence est une caractéristique intrinsèque de l'énergie éolienne, qui induit des contraintes de gestion non négligeables. Dans un pays comme la France, dotée de régimes de vents qui peuvent éventuellement se compenser, la puissance garantie est comprise entre 10 et 20% de la puissance installée.

La prévision à 24h des conditions de vent est relativement fiable. Mais les prévisions de l'heure de déclenchement et d'arrêt du vent sont très déficientes, ainsi que celle de son intensité réelle.

En tout état de cause, la production éolienne peut, en France, se substituer, lorsqu'elle est effective, à des échanges extérieurs et à la production des centrales thermiques mais nécessiter, lorsqu'elle est déficiente, l'entrée en service d'autres moyens de production.

D'où la nécessité d'une gestion fine du réseau, qui oblige à prévoir des moyens de production de substitution ou de stockage de l'électricité produite, par exemple le pompage.

En termes de lutte contre l'effet de serre, l'impact de l'éolien peut être inférieur aux attentes, si des moyens de production de substitution doivent être installés¹⁶⁷.

Le développement de l'éolien entraîne, par ailleurs, des coûts de gestion de réseau. Le coût de l'intermittence est évalué à 2-4 €/MWh par EDF¹⁶⁸, à rajouter au prix de revient réel de l'éolien.

Si la puissance éolienne installée devait atteindre 7 000 kW en France, il faudrait alors renforcer le réseau de transport de l'électricité. Non seulement le surcoût d'environ les deux tiers du MWh éolien par rapport au MWh nucléaire est supporté par le consommateur, mais celui-ci devra aussi prendre en charge les coûts correspondants.

Insuffisantes aujourd'hui, la vérité et la transparence des coûts de l'éolien devront progresser dans les années à venir, afin de permettre des choix rationnels de politique énergétique.

Le gaz naturel et la production électrique en France

La mise en service commercial en 2002 du réacteur nucléaire N4 le plus récent d'EDF (Civaux 2)²¹⁶, a couronné une période de plus de vingt ans de montée en puissance du parc électronucléaire français.

S'appuyant sur la capacité du pays à exporter de l'électricité, une thèse a longtemps fait florès en France, à savoir l'existence inutile d'une surcapacité de production.

De fait, les exportations d'électricité ont atteint 15,1% de la production en 2002, le climat exceptionnellement doux de cette année ayant diminué la demande intérieure. Cette situation a présenté au moins deux avantages. D'abord, correspondant à près de 6 millions de tep, les exportations d'électricité ont généré des recettes de l'ordre de 3 milliards €. Ensuite, le réseau français étant interconnecté, les exportations ont compensé des importations indispensables dans certaines situations de consommation de pointe²¹⁷.

Mais le solde exportateur a ensuite diminué depuis lors, ne représentant plus que 12,5% en 2004 et continuera à le faire.

Pour répondre à la croissance de la consommation de l'électricité, des investissements seront en réalité rapidement nécessaires.

Les prévisions effectuées par RTE (Réseau de transport de l'électricité) ne laissent aucun doute à cet égard²¹⁸. Sur la base de l'hypothèse d'une croissance moyenne de 1,5% par an de la consommation d'électricité sur la période 2002-2010, une capacité de production de 1,2 GW supplémentaire apparaît nécessaire dès l'été 2009. Pour la période 2010-2020, avec l'hypothèse d'une croissance de 1,1% par an, ce sont au moins 7 GW qui s'avèrent indispensables.

Ces besoins concernant la production de pointe ou de semi-base, les énergies renouvelables ne peuvent apporter à elles seules la réponse au problème posé, compte tenu des aléas de leur contribution. La production en base est aussi probablement concernée, ce qui justifie la construction de la tête de série EPR à Flamanville, le nucléaire étant largement plus compétitif que le gaz naturel [voir rubrique nucléaire].

L'installation, en France, de cycles combinés à gaz apparaît probable. Fonctionnant au gaz de haut fourneau et au gaz naturel, une première installation de 800 MW est construite à Dunkerque par Gaz de France, qui prévoit par ailleurs deux centrales supplémentaires à Fos-sur-Mer (Bouches-du-Rhône) et à Montoir-de-Bretagne (Loire-Atlantique). Une annonce est faite par le courtier en énergie Poweo pour Pont-sur-Sambre (Nord), de grands opérateurs comme Suez ou SNET fourbissant leurs propres projets.

En tout état de cause, un cycle combiné au gaz naturel émettant des quantités importantes de CO₂²¹⁹ par rapport à un réacteur nucléaire, l'entrée en service de ces nouveaux moyens de production devra être compensée par des réductions des émissions des autres secteurs, pour que la France respecte ses engagements liés au Protocole de Kyoto.

Compte tenu des conditions à remplir, l'entrée en vigueur du Protocole a dès lors dépendu de sa ratification par la Russie, intervenue en novembre 2004²⁷⁴.

Alors que de nombreux pays, dont principalement l'Union européenne, avaient déjà mis en pratique ses objectifs, le Protocole de Kyoto est formellement entré en vigueur le 16 février 2005. À cette date, 141 pays l'avaient ratifié, dont 34 pays industriels.

Fin novembre 2005, 157 Etats et organisations régionales, représentant 62% des émissions des pays de l'Annexe I étaient parties prenantes du Protocole de Kyoto

Les réductions nationales des émissions de gaz à effet de serre

Le Protocole de Kyoto n'établit pas une liste exclusive des mesures utilisables par les parties prenantes pour réduire en interne leurs émissions de gaz à effet de serre. Il en propose toutefois un certain nombre à titre d'exemples.

Le premier axe cité est l'accroissement de l'efficacité énergétique. Les deux suivants concernent les puits et les réservoirs de gaz à effet de serre, ainsi que l'agriculture durable. Le quatrième axe correspond au développement des énergies renouvelables, des technologies de piégeage du CO₂ et des « technologies écologiquement rationnelles et innovantes ». Le cinquième axe correspond à la réduction progressive des imperfections du marché, des dispositions fiscales et des subventions qui vont à l'encontre du Protocole.

On remarquera que le nucléaire n'est pas explicitement cité comme filière de production électrique ne s'accompagnant pas d'émissions de gaz à effet de serre, ce qui ne peut se justifier pour des raisons techniques

La filière la plus compétitive pour l'avenir

S'il s'agit de répondre à la question : « quelle filière choisir pour un investissement dans la production d'électricité ? », les études sont nombreuses et fréquentes.

Depuis l'année 2000, des résultats intéressants ont été publiés par l'université finlandaise de Lappeenranta (2000), le MIT aux États-Unis (2003), la DGEMP en France (2003), l'université de Chicago pour le Département de l'énergie (2004), la Royal Academy of Engineering du Royaume Uni (2004).

Les estimations de prix de revient provenant de ces différentes études sont convergentes : les réacteurs nucléaires de nouvelle génération, mis en service à la fin de la décennie 2010, devraient produire l'électricité à un coût d'environ 30 €/MWh, la fourchette des évaluations étant de 26-38 €/MWh³¹⁶.

Comparée à d'autres filières de production de l'électricité, l'énergie nucléaire est la plus compétitive, selon des estimations réalisées indépendamment les unes des autres. En Finlande, il a été calculé³¹⁷ en 2000 que le prix de revient de l'électricité produite avec une centrale thermique au charbon serait supérieur de 11% à celui d'une centrale nucléaire, avec un cycle combiné à gaz supérieur de 21% et avec une centrale thermique à la tourbe supérieur de 42 %, cette comparaison étant faite sans prendre en compte le coût du CO₂. Une actualisation de cette étude, deux ans plus tard, a donné un avantage similaire au nucléaire, l'éolien ajouté aux comparaisons apparaissant, pour sa part, deux fois plus coûteux que le nucléaire.

Une autre étude comparative importante est celle réalisée à intervalles réguliers par la DGEMP (Direction générale de l'énergie et des matières premières) du ministère de l'industrie, dont la dernière livraison est intervenue fin 2003³¹⁸. Par rapport au coût de 28,4 € du MWh nucléaire, le cycle combiné à gaz est plus cher de 19 % et le charbon pulvérisé de 23 %³¹⁹.

S'amplifiant avec la hausse du prix du gaz et du charbon, l'avantage comparatif du nucléaire se renforce encore dès lors que l'on prend en compte les coûts externes de la production d'électricité, liés à l'impact de la centrale électrique considérée sur la santé et l'environnement³²⁰. Ces coûts, liés aux dommages créés par les émissions atmosphériques et les rejets liquides, ont été estimés pour chacune des filières par la Commission européenne avec l'aide d'universitaires des Etats membres, dans le cadre de l'étude ExternE.

Selon ExternE, les coûts externes hors émissions de dioxyde de carbone CO₂ du nucléaire sont de l'ordre de 1 €/MWh. Les coûts externes du charbon sont 12 fois supérieurs, ceux du fioul 8 fois, ceux du gaz 1,7 fois et ceux de la biomasse 2,3 fois, l'éolien étant le plus neutre (-50%). ExternE a résolu de nombreux problèmes méthodologiques complexes et ses résultats confirment des intuitions de bon sens. La diffusion de ses résultats sur le volet « non CO₂ » a toutefois été insuffisante.

La méthode introduite par ExternE pour prendre en compte les émissions respectives de CO₂ des différentes filières, a fait école. Les calculs correspondants s'appuient sur deux données incontestables : d'une part les volumes d'émissions de CO₂ par MWh produit par la centrale considérée qui dépendent du combustible utilisé, et, d'autre part, le prix de la tonne de CO₂, tel que les marchés d'échanges de quotas d'émissions peuvent le coter. Pour comparer les filières, on ajoute alors au coût du MWh le coût du CO₂ correspondant, le nucléaire n'étant pas concerné puisqu'une centrale nucléaire n'émet pas de CO₂.

Avec la prise en compte du CO2, l'avantage du nucléaire est alors encore plus déterminant. Comparé au 28,4 €/MWh du nucléaire, le MWh gaz ressort en effet à 42,1 € (+48%) et celui du charbon à 48,3 € (+70%)³²¹.

La préparation indispensable du renouvellement du parc électronucléaire d'EDF

                                                   CITEPA LES GES PAR SECTEUR 2004                                                               

                                CO2 VALEUR FEVRIER 2007        

                         POWERNEXT CO² 2006-207

                                                                                    BATAILLE CLIMATIQUE

                                      AIE CO² 2030

                      EN 2007 LA FRANCE EST RESPONSABLE DE 1.6 % DU CO² MONDIAL   (368 MILLIONS DE TONNES SUR  23 MILLIARDS)

                                             CO² 1990 2004 BAISSE FRANCE

                                                              GES MONDE  94%  PUIS 6%                                              

         Tableau 1                                                           EUROPE CO2/HABITANT 2001 ADEME

                                                                        MIES     GES   2100

Les projets de centrales brûlant du combustible fossile se multiplient LE MONDE | 15.10.07 | 14h40  •  Mis à jour le 15.10.07 | 14h59 LE HAVRE (Seine-Maritime) ENVOYÉ SPÉCIAL

abillés et masqués de noir, ils étaient une quinzaine, lundi 8 octobre, à l'entrée de la réunion préparatoire au Grenelle de l'environnement, organisée au Havre, devant une grande banderole : "Non aux deux grandes centrales à charbon". Leur argument : pourquoi de nouvelles centrales alors qu'il faut réduire les émissions de gaz à effet de serre ? A quelques kilomètres de là sont en effet projetées, dans l'immense zone industrielle qui longe la Seine, deux usines électriques alimentées avec le combustible le plus émetteur de gaz carbonique (environ 780 g de CO2 par kilowattheure produit). Des herbes folles et des arbustes occupent le grand terrain où pourraient être construites les deux installations de 800 mégawatts (MW) chacune, par les compagnies Endesa et Poweo. Juste à côté, un quai où est débarqué le charbon alimentant les centrales existantes d'EDF. "Augmenter les importations de charbon intéresse le Port autonome qui soutient ces projets, indique Annie Leroy, de l'association Ecologie pour Le Havre. Mais l'intérêt économique à court terme s'oppose à l'intérêt planétaire à long terme lié au changement climatique." Les deux centrales projetées au Havre ne constituent pas un cas isolé : une déferlante de centrales thermiques au charbon, au fioul et au gaz est planifiée dans le pays. Si tout est réalisé, cela représentera près de 13 000 MW. Ces installations remplaceraient des centrales à charbon pour partie, ce qui laisserait environ 9 000 MW de capacité nouvelle, soit autant que sept réacteurs nucléaires. Le surcroît d'émissions de CO2 est certain, même si aucun calcul officiel n'a encore été produit. Pour l'heure, ces projets ne sont pas prévus pour capter à la source le gaz carbonique, afin de le stocker ensuite dans le sous-sol. Ils sont lancés par les compagnies qui entendent prendre place sur le marché de l'électricité, suite à la libéralisation imposée par les directives européennes : Gaz de France, Endesa, Poweo, Suez, Atel, Iberdrola, d'autres encore, et aussi EDF qui, à elle seule, devrait mettre en service entre 2005 et 2010 plus de 4 000 MW en combustibles fossiles. "Pour faire face aux pics de consommation, nous avons besoin de ces centrales thermiques", expliquait en début d'année Pierre Gadonneix, le patron d'EDF. MARCHÉ DÉBRIDÉ Ce programme se traduira aussi par une forte augmentation des importations de gaz, dont témoignent les projets de ports méthaniers à Fos, Dunkerque, Verdon (où l'impact paysager serait très important). A Antifer, non loin du Havre, existe déjà un port pétrolier. Tous les jours, on peut y voir des tankers décharger leurs 400 000 tonnes de brut importées du Moyen-Orient. Le consortium Gaz de Normandie veut compléter les installations par un terminal méthanier. Mais ce projet est contesté par plusieurs associations et élus locaux, qui critiquent son impact paysager et industriel, mais aussi sa logique même : "La France s'est engagée à diviser par quatre, en 2050, les émissions de gaz à effet de serre, dit Guy Le Mignot, de l'association Saint Jouin Bruneval pour un développement durable. Mais si on additionne les projets de ports méthaniers, on aboutit à une multiplication par trois des quantités de gaz importés : il y a une contradiction !" Les industriels se réfugient derrière le jeu du marché et la sécurité énergétique. "La France ne peut dépendre seulement pour son gaz de la Russie de M. Poutine, dit Luc Poyer, de Poweo. Et une compagnie comme la nôtre, qui est un nouvel entrant, doit pouvoir prendre sa place sur le marché, d'où nos projets de centrales au gaz et au charbon." A l'anarchie créée par un marché débridé s'ajoute l'idée que la demande électrique ne peut que croître : selon RTE (Réseau de transport d'électricité), la consommation d'électricité devrait augmenter de 1,3 % par an d'ici à 2010, puis de 1 % par an d'ici à 2020. C'est contradictoire avec la décision des chefs d'Etat européens, en mars, qui ont fixé l'objectif de réduire de 20 % la consommation énergétique de l'Europe en 2020. Quant au groupe énergie du Grenelle de l'environnement, son rapport de synthèse établit que "la priorité est de parvenir à une réduction importante de la consommation d'énergie dans tous les domaines". Christian Garnier, de France Nature Environnement, en déduit que "la diminution de la consommation d'énergie implique une baisse des capacités de production". "Si nous, Européens, on ne montre pas l'exemple, observe M. Le Mignot, on ne voit pas comment on va convaincre les autres pays de réduire leurs émissions de gaz à effet de serre." Hervé Kempf Article paru dans l'édition du 16.10.07.

                                                                                    BUSH CLIMAT LM071015

                                                                               AIE CUMUL MONDE CO²

                                                     GES PAYS DEVELOPPES -2.8%

                                                                CO2 RAPPORTE AU PNB 2005

                                                                                       co² par pays par habitant

                                                                             AIE C02/Kwh monde

                                                 % ENERGIES FOSSILES DANS PRODUCTION ELECTRICITE UNION EUROPEENNE   2004

                                                             gesfrance2006moins2.5%

                    CO2JAPONLM080130

                                            C02 MORALISER LES COMPENSATIONS

                                                                    CO2 STOCKAGE CANADA

                                                                            CO² CHAUFFAGE ELECTRIQUE

                                 CO² MARINE

Eolien       MEDAD: l'éolien français permet d'éviter 1,65 mt de CO2 (src : MEDAD) A quelques jours d'intervalle, deux articles à charge, parus respectivement dans le Figaro et dans le Monde, mettent en cause la viabilité des éoliennes dans la lutte contre les émissions de gaz à effet de serre. En réponse aux accusation formulées par les journalistes, les ministère de l'Ecologie et du Développement durable (MEDAD), associé à l'Ademe, a jugé utile de publier une mise au point : "En 2007, la puissance totale du parc éolien français a atteint près de 2 500 MW, plaçant ainsi la France au 3ème rang européen en termes de puissance annuelle installée, derrière l’Allemagne et l’Espagne", rappelle en premier lieu le ministère. Ces chiffres, publiés la semaine dernière par le syndicat des énergies renouvelables (SER), ne concernent que la puissance installée en 2007 . En puissance totale installée, la France occupe la 5ème place de l'UE-27 derrière l'Allemagne, l'Espagne, le Danemark et l'Italie, avec une puissance cumulée de 2454 MW. Selon le MEDAD, cette puissance installée permettra en 2008 "d’éviter l’émission de 1,65 MT de CO2". Le MEDAD insiste avant tout sur la nécessité de réduire la consommation d'énergie : "Avant de produire plus d’énergie, il faut avant tout réduire au maximum les besoins de consommation". Dans cette optique, il annonce que l'Ademe vient de modifier sa politique d’accompagnement des projets portant sur les énergies renouvelables : ses aides aux énergies renouvelables sont désormais conditionnées à une étude préalable d’efficacité énergétique.  D'autre part, il rappelle les chiffres publiés en début d'année par le gestionnaire de réseau (RTE) dans son "Bilan prévisionnel de l’équilibre offre demande d’électricité en France, édition 2007". Celui-ci a élaboré pour son rapport annuel plusieurs scénarios de croissance des consommations et du parc de production d’électricité en France à l’horizon 2015. La majorité des scénarios intégraient un développement de l’éolien qui passait de 2 200 MW en 2006 à 15 000 MW en 2015. Dans ces scénarios, une réduction nette des émissions de CO2 du système électrique est prévue entre 2006 et 2015 (entre 15 et 35 %). Selon RTE, en 2020, un parc de 25 000 MW devrait permettre d’éviter l’émission par le secteur énergétique de 16 millions de tonnes de C02 par an. "L’énergie éolienne est certes intermittente, mais prévisible à court terme et peut contribuer significativement à l’équilibre du réseau à l’échelle du territoire", affirme le ministère, qui précise que "la variabilité de l’énergie éolienne est une réalité physique mais [que] les progrès de la modélisation et de la prévision météorologique permettent de les anticiper de mieux en mieux." "En quelques décennies, malgré la variabilité de nos consommations électriques, les gestionnaires de réseaux électriques ont réussi à prévoir les variations de l’appel de puissance des consommateurs. Ceci en fonction d’une multitude de facteurs : jour de la semaine, heure, saison, température, humidité, etc." D'autre part, "l’analyse du dernier bilan prévisionnel du RTE démontre que la productivité du parc éolien français est largement supérieure à la moyenne européenne." Ce, en raison du "caractère particulièrement avantageux des régimes de vent français (deuxième gisement éolien en Europe, derrière la Grande-Bretagne)". Le secteur éolien bénéficie en effet de la présence de trois climats sur le territoire : "De ce fait, le vent souffle toujours quelque part dans l’hexagone. Les éoliennes étant déployées sur l’ensemble du territoire, elles peuvent donc continuer à approvisionner le réseau électrique nationa"l, explique le Medad. Pour répondre à ses détracteurs, il affirme que "l’électricité d’origine éolienne ne nécessite pas une puissance équivalente en centrale thermique pour pallier ses variations." Toujours selon RTE, un parc éolien national d’une puissance de 10 000 MW, réparti sur les trois régions climatiques, apporte la même puissance garantie que 2800 MW de centrales thermiques à flamme, évitant ainsi les émissions de CO2 associées. Enfin, le MEDAD s'appuie sur une étude par l'Ademe des données de RTE pour avancer le chiffre de 300g/kWh : le montant des émissions que permettent d'éviter l'éolien. Cette étude doit être prochainement affinée par RTE. La Commission de Régulation de l’Energie (CRE) prévoit par ailleurs pour 2008 une production de 5,5 TWh qui représentera donc 1,65 million de tonnes de CO2 évitées (sur un total d’émissions françaises d’environ 500 millions). D'un point de vue financier, la montée en puissance de l’éolien se traduira, suivant les prévisions de la Commission de Régulation de l’Energie (CRE) du 23 janvier 2008 relatives aux charges de service public de l’électricité (CSPE) et à la contribution unitaire pour 2008, par un coût de 92M€. Soit l'équivalent d'un coût de la tonne de CO2 évitée par l’éolien estimée par le MEDAD à environ 56 €. Par ailleurs, la CRE estime le MWh éolien à 85 € contre 68,6 € pour l’électricité du marché (+ 13 € par rapport à 2006). Le surcoût payé par EDF est donc de 16,4 € par MWh (contre 29,4 € par MWh en 2006 et 60 € par MWh en 2001). Le MEDAD en parvient donc à la conclusion selon laquelle, sur la base de 384 TWh soumis à la CSPE, le coût de l’éolien, pour le consommateur, est de 0,024 centimes d’€ par kWh consommé. Pour un ménage français qui consomme 2 500 kWh/an (hors chauffage électrique), le coût est donc de 0,6 €/an.

                                                                 CO2 OU CIMENT

                                                                                  PROBLEMES INDUSTRIELS POUR REALISER PAQUET CLIMAT

                                             CO2 des autos: la France et l'Allemagne proches d'un accord

                       croissance économique et environnement ocde 080305

                                                                       Freiner la croissance mondiale de 0,1%

	Le Royaume-Uni s’emmêle les émissions de gaz à effet de serre 19/03/2008 10:30   Evaluer par Victor Roux-Goeken Réagir à l'article Les émissions de gaz à effet de serre (GES) seraient 12% supérieures aux chiffres officiels, selon une enquête de l’Office national d’audit (NAO), organe parlementaire indépendant. A l’origine de cette «erreur», l’utilisation par le gouvernement britannique de deux méthodes différentes de calcul des émissions. Le premier système de mesure, dont les résultats sont présentés au grand public et à l’ONU, arrive au chiffre de 656 millions de tonnes de CO2 (MtCO2) émises en 2005. Quant au second système, dont les résultats sont destinés à l’Office national des statistiques, il estime le montant des émissions à 733 MtCO2 pour cette même année, et il y inclut les émissions de l’aviation et du transport maritime. La publication de ces chiffres a entraîné un petit scandale, et remet en question la politique environnementale du gouvernement. Car avec la première méthode, «les émissions britanniques ont diminué de 16,4% par rapport à 1990», selon le ministre chargé de l’environnement. Mais stagnent avec la seconde… La nouvelle tombe en pleine polémique sur l’extension de l’aéroport de Stansted, occupé plusieurs fois par des militants écologistes, qui accusent le gouvernement de tromper l’opinion publique pour pouvoir agrandir l’aéroport. Le rapport du NAO estime que l’empilement de plusieurs objectifs de réduction d’émissions de GES rend peu lisible l’action du gouvernement en la matière: - 12,5% d’ici 2012 dans le cadre du protocole de Kyoto; - 20 à - 30% d’ici 2020 avec l’UE; 3 projets domestiques de réductions comprises entre 20 et 60%, ainsi qu’un projet de taxe carbone.

CO2: les émissions des industries européennes ont augmenté en 2007 07/04/2008 10:27   Evaluer par Victor Roux-Goeken Réagir à l'article         Les émissions de CO2 des industries européennes soumises au marché européen du carbone ont augmenté de 1,1% en 2007, selon les analyses de la Commission européenne publiées mercredi 2 avril. Bruxelles s’attendait initialement à une baisse de ces émissions, en raison d’un ralentissement économique pendant le 4e trimestre, et d’un hiver doux. Pour d’autres analystes, cette hausse n’est pas une surprise, à cause de la sur-allocation de quotas de CO2 pendant la première période du marché du carbone (2005-2007). Les émissions ont donc atteint 2.160 millions de tonnes de CO2 et devraient atteindre, ralentissement économique inclus, 2.244 millions de tonnes en 2008, à cause de l’inclusion de nouvelles installations au marché du carbone. L’Allemagne a vu une hausse de ses émissions de 2%, et le Royaume-Uni a excédé de 85 millions de tonnes de CO2 son plafond de quotas. Lors de l’annonce des émissions 2007, le cours de la tonne de CO2 a augmenté de 1%, à 23,7 euros. Elle devrait atteindre entre 25 et 35 euros en 2008, prévoient les analystes. Cette hausse inattendue jette un doute sur la capacité de l’Union à respecter son objectif de 20% de réduction des émissions de GES en 2020. Mais la deuxième phase (2008-2012) ayant été moins généreuse quant aux allocations de quotas, les analystes prévoient une baisse des émissions dès 2008.

BlueNext Spécification des produits BLUENEXT, La bourse de l’environnement à ambition mondiale. BLUENEXT SPOT est un marché organisé en continu (de 9h à 17h, heure de Paris) facilitant l'échange au comptant de quotas et de crédits de CO2 et la gestion du risque de non-conformité. BLUENEXT offre la possibilité de traiter le contrat BLUENEXT SPOT EUA 05-08, correspondant à la première phase européenne d’échanges de quotas (2005-2008), négociables jusqu’au 25 avril 2008. BLUENEXT SPOT EUA 08-12 quotas correspond à la première phase Kyoto négociables (2008-2012). Le lancement de BLUENEXT SPOT CER interviendra peu après la connexion de l’ITL au CITL et aux registres européens afin d’avérer la stabilité des infrastructures techniques et la disponibilité des crédits dans les registres nationaux. BLUENEXT, La bourse de l’environnement à ambition mondiale. BLUENEXT est née le 21 décembre 2007 de la volonté de NYSE Euronext et de la Caisse des Dépôts d’unir leurs talents pour créer la plus grande bourse internationale de produits environnementaux. Alors que les enjeux liés au climat sont aujourd’hui ancrés dans toutes les consciences, que les marchés du carbone se financiarisent et se mondialisent, BLUENEXT se veut être un acteur de premier plan dans la valorisation des réductions d’émissions de GES par l’utilisation des mécanismes de marchés. La stratégie de BLUENEXT repose sur trois piliers :   développer une large gamme de produits environnementaux (EUA, CER, Weather …) élargir le marché de BLUENEXT à l’Asie et l’Amérique du Nord. fusionner les intérêts de la communauté énergétiques à la communauté financière sur le marché de l’environnement. BLUENEXT est détenue majoritairement par NYSE Euronext (60%), la Caisse des dépôts y disposant d’une minorité de blocage (40%). NYSE Euronext contribue en apportant notamment l’activité Powernext Carbon reprise à Powernext. La Caisse des dépôts, quant à elle, apporte ses activités de règlement livraison. BLUENEXT pourrait recevoir prochainement de nouveaux actionnaires qui apporteraient leur expertise et leur soutien au développement des marchés environnementaux. BLUENEXT SPOT est un marché :   des quotas (EUA) et crédits (CER) d’émissions de gaz à effet de serre dirigé par les ordres, anonyme, en continu, de 9h à 17h (CET), du lundi au vendredi utilisant une plateforme accessible via Internet, Global Vision, connue et hautement appréciée par les acteurs du marché de l’énergie bénéficiant d’un dispositif de règlement livraison sécurisé.   Tous droits

                                                  CAPTURE GAZ CARBONIQUE

Les accords sectoriels, clé de voûte du prochain accord climatique 18/04/2008 14:38 Réunis à Paris jusqu’au vendredi 18 avril, les 16 pays émettant 80% des émissions de gaz à effet de serre ont discuté accords sectoriels. Ceux-ci visent à limiter les émissions par secteur industriel (ciment, acier) au niveau mondial, en plus des objectifs nationaux de réduction. Mais les pays émergents réclament certaines conditions. Gouverner par Victor Roux-Goeken Réagir à l'article       A quoi sert un MEM? Lancées par les Etats-Unis, les Major economies meetings visent à torpiller les conférences climatiques réunies dans le cadre de l’ONU et à privilégier des engagements volontaires et nationaux de réduction des émissions des GES. Ces MEM réunissent 16 pays qui émettent 80% des GES mondiaux: ceux du G8, les 5 grands émergents (Brésil, Inde, Chine, Afrique du Sud, Mexique), l’Australie, la Corée du Sud, l’Indonésie et l’Union européenne. Mais les pays signataires du protocole de Kyoto perçoivent ces MEM comme des réunions intermédiaires visant à faire avancer les pays sur certains points, comme à Paris, sur les accords sectoriels. C’est la raison pour laquelle la réunion n’est pas boycottée par les officiels français, comme le réclamait Greenpeace. Les deux premiers MEM ont eu lieu à Washington en septembre 2007 et à Hawaii en janvier 2008.   Les accords sectoriels feront-ils avancer le schmilblick climatique? Les 16 pays les plus émetteurs de la planète, plus l’Union européenne, qui sont réunis depuis le jeudi 17, et jusqu’au vendredi 18 avril à l’occasion du troisième Major economies meeting (MEM), veulent le croire. Si cette option fait partie du prochain accord climatique qui devrait être conclu à Copenhague en décembre 2009, la France aura de quoi s’en réjouir. «Le travail sur les accords sectoriels est l’œuvre d’un think tank français: l’Institut de développement durable et des relations internationales (Iddri)», se réjouit Brice Lalonde, ambassadeur climat pour la France. Tenter de limiter au niveau mondial les émissions d’un secteur industriel a deux avantages. D’un côté, cela permet de concilier, pour les pays émergents, lutte contre le changement climatique et développement économique en fixant un cadre reconnu internationalement; de l’autre, cela rassure les pays industrialisés, qui ne souhaitent pas voir leurs industries subissant une forte concurrence internationale filer à l’étranger à cause du «dumping environnemental» de pays moins vertueux. Jean-Pierre Jouyet, secrétaire d’Etat chargé des affaires européennes, l’a assuré jeudi 17 au soir: «Chacun reconnait l’utilité de cette approche sectorielle, mais avec quelles modalités? Cet outil ne doit pas permettre de se substituer aux objectifs nationaux de réduction des émissions des pays les plus développés; pour être efficace, cette approche suppose un transfert de technologies entre pays développés et ceux en voie de développement; cela ne doit pas être une mesure visant à être une nouvelle barrière commerciale ou industrielle.» L’annonce de George W. Bush, mercredi 16 avril au soir, a eu son petit effet en venant contredire les espoirs des pays émergents. Le président américain avait annoncé un simple plafonnement de ses émissions de GES en 2025 (1). «En ne se fixant pas d’objectifs de réduction des émissions à moyen terme, comme l’a fait l’Union européenne, les Etats-Unis se mettent dans le même sac que les pays en voie de développement», explique-t-on du côté de l’équipe de négociation climatique française. Le plafonnement des émissions en 2025, pour les pays émergents et en voie de développement, est en effet l’option privilégiée pour l’accord climatique qui devrait être adopté en 2009 à Copenhague. (1) Voir l’article du JDLE: «Etats-Unis: Bush veut stabiliser les émissions de CO2 d’ici 2025»

Japon: la baisse des émissions du pays sera virtuelle 18/04/2008 10:02   Maîtriser par Victor Roux-Goeken Réagir à l'article   e Japon compte faire marcher à fond la «planche aux quotas de carbone» pour rester dans les clous de la première phase du protocole de Kyoto (2008-2012). Le pays est censé parvenir à une réduction de 6% de ses émissions de CO2 d’ici 2012, par rapport au niveau de 1990. En 2005, elles avaient augmenté de 6%. L’archipel va donc devenir l’un des principaux acheteurs de quotas d’émission de CO2. Il en a déjà acheté 23 millions ces deux dernières années et compte en acheter 77 millions supplémentaires d’ici 2012. Ces quotas seront fournis soit via des mécanismes de développement propre (MDP), soit par l’achat de quotas d’émission russes. Ce pays, qui a un objectif de 0% de hausse de ses émissions, a enregistré une baisse de 28,7% depuis 1990. Les producteurs d’électricité japonais devront aussi acheter des «valeurs carbone», car les 120 millions de quotas qu’ils avaient mis de côté ne suffiront pas à compenser la hausse prévue des émissions de leur secteur d’activité. Ainsi, la Tokyo electric power company (Tepco) devra recourir à des centrales thermiques. La faute à la fermeture de la centrale de Kashiwazaki-Kariwa, la plus grosse centrale nucléaire du monde, suite à un tremblement de terre en juillet dernier. Les producteurs d’électricité devront donc acheter 36 millions d’unités de réduction des émissions (URE) en finançant des mécanismes de développement propre.

                                                               IMPORTANCE DES PAYS EMERGENTS

Les émissions du Canada ont augmenté de 25% en 15 ans 24/04/2008 09:53   Maîtriser par Victor Roux-Goeken Réagir à l'article   Entre 1990 et 2005, les émissions de gaz à effet de serre (GES) du Canada ont augmenté de 25%, selon des statistiques publiées mardi par le gouvernement. En ratifiant le protocole de Kyoto, le Canada s’est engagé à réduire ses émissions de 5% par rapport à 1990. Un engagement qui sera «impossible à tenir», selon le gouvernement. D’autres pays –Autriche, Espagne, Grèce, Irlande, Portugal– ont vu leurs émissions augmenter de manière importante. Mais la progression du Canada est sans équivalent parmi les pays membres du G8. Par comparaison, les émissions des Etats-Unis n’ont crû «que» de 16,3%. Le Canada doit principalement cette hausse aux transports, à la consommation en énergie des industries des secteurs pétroliers et gaziers, à une hausse de 30% du PIB et de 16% de la population sur cette période. Comme le Japon (1), le Canada propose de réduire de 20% les émissions de GES en 2020… par rapport aux niveaux de 2006. (1) Voir l’article du JDLE: «Après-Kyoto: le Japon veut des objectifs plus faciles à atteindre»

                                                             La Russie ne compte pas limiter ses émissions    080430

   PLUS DE 1000 MDP 080415 

                                               CO2 SLEIPNER

                                                                                               AIE CO2 MONDE 2005

                                                                         PIEGES A CO2

        POLLUTION PAR CHAUFFAGE  NLOBS080522

                                                                  quotas co²   pnaqII     2008-2012

                                                                    CO2USPAS DE REDUCTION 080608

                                                                            2006 LA CHINE DEPASSE LES EU

Group: China Tops World in CO2 Emissions By AUDRA ANG, Associated Press Writer Wednesday, June 20, 2007 (06-20) 19:53 PDT BEIJING, China (AP) -- China has overtaken the United States as the world's top producer of carbon dioxide emissions — the biggest man-made contributor to global warming — based on the latest widely accepted energy consumption data, a Dutch research group says. According to a report released Tuesday by the Netherlands Environmental Assessment Agency, China overtook the U.S. in emissions of CO2 by about 7.5 percent in 2006. While China was 2 percent below the United States in 2005, voracious coal consumption and increased cement production caused the numbers to rise rapidly, the group said. "It's an expression of their fast industrial production activities and their fast development," Jos G.J. Olivier, the agency's senior scientist who compiled the figures, said Wednesday. The agency is independent but paid by the Dutch government to advise it on environmental policy. The study said China, which relies on coal for two-thirds of its energy needs and makes 44 percent of the world's cement, produced 6.23 billion metric tons of carbon dioxide in 2006. In comparison, the U.S., which gets half its electricity from coal, produced 5.8 billion metric tons of CO2. The group's analysis makes sense and had been predicted to happen by 2009 or 2010, said experts from the United Nations and the U.S. Energy Information Administration, and outside academics. Bert Metz, a senior researcher at the Dutch agency and a leading expert on efforts to battle global warming, said the analysis was done using methods and data that "are the best currently available." This means that "Chinese contributions to global CO2 emissions are getting more important," Metz said in an e-mail to The Associated Press.                                                                                          A woman in the press office of China's State Environmental Protection Agency called the report irresponsible, and said "it's impossible that China is the world's top producer of carbon dioxide emissions." The woman, who refused to give her name, said her agency and the National Development and Reform Commission were collecting evidence to refute the Dutch report. Repeated calls to the National Development and Reform Commission, the Cabinet-level economic planning agency, rang unanswered. Earlier figures indicated China would likely surpass the U.S. in greenhouse gas emissions as early as 2009, although other predictions said it could happen this year. Chinese environmental officials have said that while total emissions are going up, they are still less than one quarter of those of the United States on a per capita basis. Because China's population of 1.3 billion people is more than four times that of the United States, China spews about 10,500 pounds of carbon dioxide per person, while in the United States it is nearly 42,500 pounds per person. Olivier said there was not much chance China will now lose its lead. "China's growth will saturate at some point," he said. But "for now, we don't see a trend (toward) this saturation yet." Olivier said the research was based on data on fossil fuel consumption from BP PLC's Review of Energy 2007, compiled by the British oil company, and cement production data through 2006 published by the U.S. Geological Survey. John Christensen, head of the U.N. Environment Program's Center on Energy, Climate and Sustainable Development in Denmark, said the figures did not come as a surprise. "The Dutch agency referred to BP statistics, which is the standard reference tool. We have no reason to doubt that the numbers are right. We have no reason to doubt the methodology," Christensen said. "It's been stated many times that China will overtake the U.S. in emissions." Other sources of carbon dioxide, such as deforestation and the flaring of gas in oil and gas production, are not included in the data. They also do not include methane from fuel production and agriculture and nitrous oxide from industry. Fatih Birol, chief economist of the Paris-based International Energy Agency also said the findings were not surprising, given China's economic growth of more than 9 percent annually over the past 25 years. His agency had estimated China would overtake the U.S. before 2010; in November it sharpened the forecast to 2007 or 2008. But the issue isn't just current emissions, but carbon dioxide stuck in the atmosphere, where it lingers for about a century trapping heat below, said Jay Apt, a professor of engineering, business and public policy at Carnegie Mellon University in Pittsburgh. Apt and a colleague calculated the share of carbon dioxide now in the atmosphere that can be attributed to each country and determined that the United States is responsible for 27 percent, European nations contributed 20 percent and China only 8 percent. "The planet does not respond to emissions, the planet responds to the amount of carbon dioxide in the atmosphere," said Apt. "It means the U.S. will have the lion's share of carbon dioxide in the atmosphere for the foreseeable future. In fact, even if China's exponential growth continues, China will not surpass the U.S. in the numbers of carbon dioxide atoms in the atmosphere, that is concentration, until at least 2050, which is too late to start anything." The International Energy Agency's Birol said the key message from the emission figures isn't who is No. 1, but the need to slow growth in CO2 emissions. "The rest of the world with the help of China needs to find ways for China to reduce CO2 emissions," Birol said. China has come under growing international pressure to take more forceful measures to curb releases of greenhouse gases. This month, China unveiled its first national program to combat global warming with promises to rein in greenhouse gas production. While the program offered few new concrete targets for greenhouse gas emissions, it outlined steps the country would take to meet a previously announced goal of improving energy efficiency in 2010 by 20 percent over 2005's level. Beijing also indicated an unwillingness to enforce mandatory emissions caps. Ma Kai, the minister heading the National Development and Reform Commission, said economic development is a priority for China, but efforts would be made to raise awareness about global warming. China signed the 1997 Kyoto Protocol, which caps the amount of carbon dioxide that can be emitted in industrialized countries. But because China is considered a developing country it is exempt from emission reductions — a situation often cited by the Bush administration and Australia for not accepting the treaty. Yang Ailun of Greenpeace China called on the country to take more steps to protect the environment. "Due to the urgency of climate change, China has the responsibility to take immediate actions to reform its energy structure and curb its CO2 emissions," Yang said in a statement. She noted that Western consumers use products made in China. "All the West has done is export a great slice of its carbon footprint to China and make China the world's factory," she said. "This trend has kept the price of projects in the West down, but led to a climate disaster in the long term." ___   Associated Press writer Arthur Max in Amsterdam and Science Writer Seth Borenstein in Washington contributed to this report.

                                                                                                             JAPON DEPASSE OBJECTIFS KYOTO 6%

                                                                                                                             KYOTO  1990 2006

                   Les émissions de CO2 dans le monde

5 milliards de fraude sur le co² en 18 mois dans l union européenne

Fraude à la TVA sur le CO2: 4 mises en examen 15/12/2009 11:07   Gouverner par Victor Roux-Goeken pour aller plus loinCommuniqué d’Europol (en anglais) Quatre personnes suspectées d’avoir commis des fraudes à la TVA sur le marché européen du carbone (ETS) ont été mises en examen jeudi 10 décembre par le juge Jean-Marie d’Huy, rapporte l’AFP. Le parquet de Paris avait ouvert une information judiciaire pour «association de malfaiteurs», «blanchiment, complicité et recel», «escroqueries à l'ouverture de comptes de quotas à émission de gaz à effet de serre», «abus de biens sociaux», et «escroqueries à la TVA», commis en bande organisée. La fraude à la TVA, dite aussi «fraude carrousel», consiste à importer des biens exonérés de TVA de l’étranger et à les revendre dans un autre pays avec TVA. Celle-ci n’est pas versée à l’administration fiscale, mais empochée par les escrocs. Les quatre escrocs l’ont appliquée aux quotas de CO2. En juin dernier, le ministère du budget avait exempté de TVA les transactions sur les quotas de CO2 échangés sur BlueNext, bourse française de CO2, pour empêcher la fraude fiscale. Le parquet estime à 156 millions d’euros le montant des sommes détournées, selon l’AFP. Une enquête préliminaire avait été ouverte en mars à la suite d'un signalement de la cellule anti-blanchiment de Bercy, Tracfin, et confiée au Service national des douanes judiciaires (SNDJ). Lors du lancement du Comité de place France carbone, le 4 décembre, la ministre de l’économie Christine Lagarde avait indiqué que le Royaume-Uni était le pays le plus touché par cette fraude. Depuis la mi-2008, les transactions sur les droits d'émissions de CO2 dans l'UE ont fait l'objet d'une fraude à la TVA qui s'élève à 5 milliards €, a indiqué Europol dans un communiqué du 9 décembre. D’après l’organisation de coopération policière, ces activités frauduleuses auraient été à l’origine de plus de 90% du volume du marché dans certains pays!

                                                                                                                        AIE PAYS HABITANT CO2 2004

Romandie News       Protestations contre un amendement augmentant la fiscalité de l'éolien PARIS - Le syndicat des énergies renouvelables (SER) et l'Union française de l'électricité (UFE) ont protesté jeudi contre un amendement au projet de loi de Finances 2010, qui aurait, selon eux, pour effet de doubler la fiscalité imposée à l'énergie éolienne. Le projet de loi de finances 2010 "a fait l'objet d'un amendement adopté le 14 décembre par la commission mixte paritaire du Parlement, qui porte le niveau de l'imposition forfaitaire à laquelle sont soumises les éoliennes et les énergies marines à 8.000 euros par mégawatts (MW) et par an", indique le SER dans un communiqué. Selon le SER, "un tel niveau d'imposition multiplie par plus de deux la charge fiscale moyenne que supporte aujourd'hui la filière au titre de la taxe professionnelle". Elle juge en outre que "le montant de l'imposition forfaitaire à laquelle sont soumises les éoliennes et les énergies marines est discriminatoire par rapport aux niveaux d'imposition" de l'énergie nucléaire ou des centrales au gaz et au charbon (2.913 euros/MW). Dans un communiqué séparé, l'Union française de l'électricité estime qu'une telle mesure est "de nature à compromettre la réalisation des engagements du Grenelle de l'Environnement en matière d'électricité d'origine renouvelable". "Par le doublement de la fiscalité imposée aux entreprises du secteur éolien, c'est l'objectif de 23% d'énergies renouvelables de la consommation d'énergie française à horizon 2020 qui est remis en cause", estime l'UFE. L'association patronale de l'industrie électrique "alerte les pouvoirs publics du caractère fortement discriminatoire et dommageable qu'une telle disposition représente pour un secteur industriel indispensable à la relance économique de la France et à la création d'emplois". (©AFP / 17 décembre 2009 12h04)

New UN report to reveal costs of climate change and other pollution An as yet unpublished study conducted for the United Nations, which shows that about one-third of the profits of some of the biggest companies in the world would be eradicated if they had to pay the true costs of the environmental damage they cause, is bound to cause an explosive reaction as government officials continue to promote a green energy revolution. According to The Guardian, the study of the 3,000 biggest public companies in the world found the estimated combined damage was worth at least US$2.2 trillion in 2008 -- a figure bigger than the national economies of all but seven countries that year. Conducted by the UK firm Trucost and due to be published this summer, the newspaper said the damage costs equal 6-7% of the companies’ combined turnover, or an average of one-third of their profits. “What we’re talking about is a completely new paradigm,” Richard Mattison, Trucost’s chief operating officer and leader of the report team, told The Guardian recently. “Externalities of this scale and nature pose a major risk to the global economy and markets are not fully aware of these risks, nor do they know how to deal with them.” Greenhouse gases that cause climate change account for more than half the $2.2 trillion estimate, the newspaper adds, noting power companies that burn fossil fuels and other heavy energy users will likely be found responsible for more environmental damage than most other sectors. The report will no doubt be eagerly awaited by some environmental and lobbying groups that have long been calling for companies to be forced to pay a much higher proportion of the costs of their environmental damage. In addition, economists studying the total external costs of energy generation, which includes various types of pollution, will be interested in the published report. What’s at stake, of course, is whether companies will be forced to comply with the so-called “polluter pays principle” by governments increasingly under fire to balance existing and future social needs along with environmental, economic and energy challenges. The European Wind Energy Association (EWEA) welcomes any report that sheds light on the true costs of energy production, and is also looking forward to seeing the full results of the Trucost report. The wind industry is proud to be emissions and pollution free, to use a fraction of the water of most ‘conventional’ energy sources and to have the lowest lifecycle emissions of all power plants. As world leaders continue trying this year to reach a new and strengthened post-Kyoto agreement on limiting greenhouse gases, it is worth reminding them that, as Mattison says, an entirely new paradigm is required if the much discussed green energy revolution is to be successful. Already part of that revolution, wind power encourages policy makers to have an open debate about the costs and benefits of energy production, to ensure there is a fair and proper price for carbon and other pollution, and to create a level playing field when it comes to market access and subsidies.  By Chris Rose, EWEA

                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      La France peut-elle réduire de 30% ses émissions de gaz à effet de serre (GES) ?       FRANCE  GES MOINS 30 PC

bulletin du centre actIon   strategique     201005

Politique & Société   Le 21 mai 2010 par Valéry Laramée de Tannenberg   Energie, Gaz à effet de serre, Politique climatique C’est la question à plusieurs dizaines de milliards d’euros que se pose la plupart des dirigeants européens. En effet, le conseil européen du 17 juin prochain doit décider de durcir, ou non, les objectifs de réduction d’émissions de gaz à effet de serre. Adopté en décembre 2008, le Paquet Energie Climat impose aux 27 de baisser de 20% leurs émissions d’ici 2020. La Commissaire à l’action climatique, Connie Hedegaard, préconise de porter cet objectif à 30%, notamment en accroissant l’achat de permis internationaux (Urce, Ure) et en investissant dans la protection des forêts tropicales. Cette position est loin de faire l’unanimité au sein des membres de l’Union. Pour lancer le débat l’Hexagone, le Centre d’analyse stratégique (CAS) a publié, vendredi 21 mai, une note sur la question. En dix pages, le document évalue les conséquences pour notre pays de la mise en œuvre d’un tel programme.  Rappelant que près de 90% de sa production d’électricité est décarbonée (principalement avec l’énergie nucléaire et l’hydroélectrique), l’étude souligne que la France dispose de moins de moyens d’actions que ses partenaires. Pour réduire d’un tiers en quinze ans son empreinte carbone, l’Hexagone doit donc lancer quatre grands programmes : rénovation de son parc immobilier (400.000 à 500.000 logements et 20 millions de m2 de tertiaire par an), maîtrise de la demande en énergie (baisse de 2,2% par an de l’intensité énergétique), réduction des émissions des centrales électriques thermiques à flamme, et large déploiement des véhicules électriques et hybrides. Pas de surprise, il s’agit-là des grandes lignes du Grenelle de l’environnement. Pour autant, selon l’évolution de la conjoncture économique, il sera plus ou moins facile de réduire d’un tiers nos rejets de GES. Les auteurs ont étudié deux scenarii : un retour du taux de croissance du produit intérieur brut (PIB), à partir de 2015, à des valeurs voisines de 2%/an ; une croissance annuelle du PIB, toujours à partir de 2015, mais à des valeurs flirtant avec les 4% l’an. Dans le premier cas, l’effort climatique à porter sera moindre : les consommations énergétiques finales ayant chuté de 7,1% du fait de la crise, les émissions de CO2 pourraient diminuer mécaniquement de 7% en 2020. Ce qui ne serait pas le cas avec une reprise économique plus vive qui pourrait, au contraire, accroître de 0,5% la demande d’énergie finale. Quelle que soit la façon dont évolue la situation économique, les politiques lancées auront besoin d’un coup de pouce, public si possible. « L’atteinte des objectif de réduction de CO2, à l’horizon 2020, nécessite le recours à l’intervention publique car le marché ne conduira pas de lui-même à une telle évolution », écrivent les rapporteurs. Et pour cause ! Une économique déprimée, produisant peu d’émission, n’a pas besoin de racheter des quotas d’émission. Conséquence : les prix du carbone resteront trop bas pour inciter les entreprises à décarboniser leurs activités. Il faudra donc que l’Etat dégage de l’argent pour investir à leur place. En ces heures de vaches maigres, les auteurs préconisent « de revenir à un prix unique du carbone ». Dit autrement, cela signifie de frapper d’une taxe carbone « l’ensemble des combustibles fossiles vendus en Europe en imposant aux importateurs et aux producteurs d’acquérir un nombre de quotas correspondant à leur contenu en CO2. » Avantages de cette taxe carbone version 2 : la décision peut être prise par l’Union européenne à la majorité qualifiée, la hausse du coût des combustibles serait directement répercutable sur les prix de vente. Ce qui n’interdit pas de redistribuer aux ménages les plus modestes une partie du produit de la taxe ainsi levée. Quel montant lever ? Là encore, tout dépendra de la vigueur de la reprise (qui conditionne l’effort carbonique à produire). En cas de reprise modérée, le prix de la tonne de gaz carbonique devra osciller entre 34,6 et 138 euros. En revanche, dans un scénario de forte reprise, les prix pourraient valser entre 68,1 et 188 euros la tonne. Que faire avec l’argent ainsi collecté ? Deux choses, préconisent les experts du CAS. D’une part, le redistribuer en partie. D’autre part, l’utiliser pour financer la recherche et le développement de technologies « transversales », telles les nanotechnologies ou les batteries à haute performance. Ils insistent aussi sur la nécessité de produire un important effort de formation aux emplois et métier «  de la croissance verte afin d’éviter une tension sur les recrutements et une inflation salariale qui compromettraient les perspectives de croissance. »

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Prix du CO2 : la bonne température du marché ? Qu’est ce que le marché du CO2 ? C'est un instrument prévu par les accords de Kyoto, mis en place par l'Union Européenne (30% des émissions mondiales de CO2) en 2005. Ce marché concerne 10 600 industriels émetteurs de gaz à effet de serre soit 40% des émissions européennes. Comment fonctionne t-il? La commission européenne impose des quotas selon son objectif de réduction de CO2 (-8% par rapport à 1990). Les industriels qui émettent du CO2 au-delà des quotas qui leur sont alloués peuvent acheter des permis à ceux qui sont dans la position inverse. Théoriquement, le prix correspond au coût marginal de réduction d’une tonne de CO2. Le marché européen de CO2 reprend de la vigueur après une phase d’expérimentation soldée par un prix proche de zéro. La seconde phase d’échange (2008-2012), plus restrictive en permis d’émissions, permet d’ajuster le prix à un niveau d’équilibre. Selon Jean-Pierre Clamadieu, DG de Rhodia, l’Europe est en train de créer un effet d’entraînement. D’autres marchés régionaux dont les Etats-Unis, la Chine et l’Inde, devraient émerger. L'utilisation des mécanismes de Kyoto est devenu un élément stratégique incontournable pour les industriels, selon le chimiste.   Le nouveau plan national d’allocation des quotas permet-il d’atteindre un prix d’équilibre ? Jean-Pierre Clamadieu : La première phase du marché a été une période d’expérimentation où les prix ont dépassé 30 euros avant de chuter à 0,1 euro. Le marché a découvert que la réduction des émissions des industriels était plus importante que les quotas mis sur le marché. Mais cette phase a permis une mise sous contrôle des émissions, les industriels ayant désormais une mesure exacte de leurs émissions. La décision de la commission européenne de réduire les quotas nationaux pour la période 2008-2012 permet d’atteindre un équilibre de marché pour un prix de la tonne de CO2 entre 15 et 25 euros. Ce marché est toutefois soumis à d’autres éléments tels que le coût de l’énergie ou les aléas climatiques qui ont un impact sur l’utilisation des différentes sources d’énergies plus ou moins émettrices de CO2. En quoi le marché est-il efficace ? J-P. C: La mise en place des crédits européens a permis de maîtriser la hausse des émissions de 0,8% entre 2005 et 2006 contre 4 à 7% si ce système n’avait pas été mis en place. Le marché et les autres mécanismes de Kyoto (mécanisme de développement propre, mécanisme de développement conjoint) assurent le coût le plus bas pour la collectivité et une allocation optimale des permis. Les mécanismes MDP et MOC permettent le transfert de technologies « low carbon » dans les pays en développement. Les industriels peuvent acquérir des certificats échangeables sur le marché en investissant dans des projets propres dans ces pays. Quelle est la position de Rhodia sur ces marchés ? J-P. C: Dès la fin des années 90, le groupe a développé des technologies pour réduire les émissions de N2O, un des gaz à effet de serre, sur le site de Chalampé (France). Plus récemment, nous avons lancé des projets en Corée et au Brésil dans le cadre des mécanismes de développement propre du protocole de Kyoto. Ces derniers sont rentrés dans leur phase active. Le groupe dispose à ce titre d’un portefeuille de crédits d’émission (CER). Nous avons reçu 11 à 13 millions tonnes de CER par an que nous pouvons vendre sur le marché. Nous espérons continuer à recevoir ce montant jusqu’à 2012, à l’échéance du protocole de Kyoto. Rappelons que l’ensemble des émissions du secteur industriel en France est de l’ordre de 100 millions de tonnes. Quelle place accorde l’industrie à ces questions ? J-P. C: C’est une question stratégique de taille pour tous les groupes industriels. Nous évoluons vers une économie qui émet de moins en moins de carbone, cela va se traduire par des ruptures dans tous les secteurs. Ces mutations doivent se préparer à l’avance. L’Europe a pris le leadership sur ces questions, ce qui amène un certain nombre de contraintes à court terme mais offre aussi l’occasion de développer des compétences et un savoir faire dans ce domaine. Certains groupes américains en prennent conscience et ne veulent pas passer à côté de cette opportunité. Des systèmes régionaux apparaissent aux Etats-Unis et le Canada, l’Australie, le Japon, l’Inde et la Chine sont en train de suivre. Un marché mondial embryonnaire de crédits (CER) apparaît à côté des permis européens (ETS). Deux monnaies peuvent-elles coexister ? L’unification du marché mondiale est capitale. Le marché européen des ETS (Emission Trading Scheme) est désormais important (18 milliards d’euros échangés en 2006). Le marché mondial des CER (Certified Emission Reduction) est plus précoce dans son développement. L’existence des deux monnaies ne pose pas problème si des mécanismes - prévus d’ici à la fin de l’année - sont mis en place pour assurer l’échange de ces monnaies. Progressivement, le CER va devenir la monnaie d’échange mondiale du marché carbone, une fois les tuyaux raccordés.   Propos recueillis par Thibaud Vadjoux   redaction@boursorama.fr

                                                              ELECTRICITE CO² 2006