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2006Direction générale de l’Énergie et des Matières premières

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MINISTÈRE DE L’ÉCOLOGIE,DU DÉVELOPPEMENT

ET DE L’AMÉNAGEMENT DURABLES

www.industrie.gouv.fr/energie

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3Rapport annuel 2006

Éditorial

L’année 2006 aura été plus qu’intense en événements dans le domaine del’énergie et des matières premières.

Le simple survol des faits marquants figurant dans les premières pages du présentrapport en atteste...comme en témoigne aussi l’activité législative et réglementaireexceptionnelle de cette année 2006 qui aura vu la publication de trois lois et plus decinquante décrets ou arrêtés.

Cette situation n’est pas conjoncturelle. Elle est fondamentalement le reflet del’existence de tensions croissantes et durables sur ces ressources essentielles quesont l’énergie et les matières premières. La raison essentielle de ces tensions estclassique : c’est la forte augmentation de la demande portée par des pays tels que laChine, l’Inde ou le Brésil qui a entretenu la flambée des prix et augmenté la vigilancedes pays en vue de la sécurité de leurs approvisionnements. Mais, dans le domainede l’énergie, une autre cause vient « doper » ces tensions : c’est la contrainte liée àla nécessaire limitation de nos émissions collectives de gaz à effet de serre et doncde notre consommation de combustibles fossiles.

Face à ces enjeux, une mobilisation internationale, à laquelle l’Europe doitpleinement contribuer, est nécessaire. La France a, dans cette perspective, établi auniveau européen, début 2006, un mémorandum sur l’énergie. Ce document alargement inspiré les conclusions du Conseil européen de mars dernier, et permisainsi d’avancer vers la construction d’une véritable politique européenne de l’énergietraitant simultanément des trois enjeux essentiels :

. accroître la sécurité d’approvisionnement ;

. assurer la compétitivité de nos entreprises et le pouvoir d’achat de nosconcitoyens ;

. promouvoir la viabilité environnementale et la lutte contre le réchauffementclimatique.

Au niveau national, trois lois ont ainsi été promulguées :

. deux ont porté sur l’énergie nucléaire : ces lois, respectivement du 13 et du 28juin 2006, ont conduit à l’amélioration des dispositions applicables sur deux sujetsmajeurs de préoccupation de nos concitoyens : la sûreté de fonctionnement desinstallations nucléaires et la gestion des déchets radioactifs ;

4

. la loi de décembre 2006 a quant à elle, permis d’organiser, dans l’intérêt desconsommateurs, l’ouverture complète des marchés de l’énergie qui est intervenuele 1er juillet dernier conformément aux directives européennes. Elle a égalementcontribué à l’adaptation du capital de Gaz de France afin que cette société puissenouer les alliances nécessaires à son développement. Ainsi, le projet de fusion avecSuez devra s’inscrire dans les dispositions prévues par cette loi en matière decontrôle par l’État et de service public.

Enfin, toujours au niveau national, j’insisterai sur la forte montée en puissance en2006 de notre politique en matière d’économies d’énergies et d’énergiesrenouvelables : des taux de croissance de plus de 100% ont pu être obtenus grâceaux dispositifs de soutien mis en place, par exemple pour l’éolien ou le solairethermique.

Avant de vous laisser découvrir ce document, je voudrais remercier l’ensembledes agents de la DGEMP qui ont réussi à mener à bien en 2006 les très nombreuxchantiers qui leur ont été confiés et saluer tout particulièrement à cette occasionl’action menée par Dominique Maillard, mon prédécesseur, qui a su conforter dans ladurée notre politique énergétique : celle-ci est clairement une référence au planinternational.

Pierre-Franck ChevetDirecteur général de l’énergie et des matières premières


Sommaire

2006 en bref50 faits marquants sur l’énergie et les matières premières ............................................................................... 7Regard sur l’actualité législative et réglementaire de 2006 .......................................................................... 11De nouvelles dispositions législatives sur l’énergie : la loi du 7 décembre 2006............................................... 17Les chiffres clés de l’énergie en France 2006..................................................................................................... 19

La politique extérieureDes avancées importantes lors du Sommet du G8 à Saint-Pétersbourg.............................................................. 25Les prévisions énergétiques mondiales de l’AIE : les grandes tendances........................................................... 28Étape après étape, l’Europe de l’énergie se consolide et innove......................................................................... 31Les relations bilatérales en 2006......................................................................................................................... 33Le forum franco-britannique en matière de nucléaire......................................................................................... 34

Garantir la sécurité des approvisionnements énergétiques et miniersUn nouveau rapport sur la PPI électricité........................................................................................................... 37Le plan indicatif pluriannuel des investissements en gaz................................................................................... 39La gestion des stocks stratégiques pétroliers français........................................................................................ 42La forte dépendance de l’Europe en Gaz russe.................................................................................................. 44Le plan d’urgence gaz......................................................................................................................................... 45La recherche du gaz non conventionnel en France............................................................................................. 46

Assurer un prix compétitif de l’énergie et des matières premièresL’analyse du marché pétrolier en 2006............................................................................................................... 492006, année des records de prix des métaux...................................................................................................... 53Pour une meilleure compétitivité du prix de l’électricité................................................................................... 56Les nouveaux tarifs d’utilisation des réseaux de transport de gaz naturel......................................................... 58Le site internet sur les prix des carburants......................................................................................................... 60

Préserver la santé humaine et l’environnementLe groupe de travail « facteur 4 » : l’urgence d’agir et la nécessité de R&D..................................................... 61Le 2ème plan d’affectation des quotas d’émissions de gaz à effet de serre........................................................ 64La gestion durable des matières et déchets radioactifs....................................................................................... 66Les derniers développements en matière de sûreté nucléaire européenne......................................................... 69

6

Garantir la cohésion sociale et territoriale en assurant l’accès de tous à l’énergieLa désignation de fournisseurs de dernier recours en gaz naturel ...................................................................... 70Pour une meilleure cohésion sociale, des tarifs sociaux pour le gaz et l’électricité............................................ 71La mise en place des institutions représentatives du personnel des entreprises électriques et gazières ............. 72

Maîtriser la demande d’énergieLe lancement des certificats d’économies d’énergie : une dynamique se met en place ..................................... 73Le renforcement de la réglementation dans les bâtiments .................................................................................. 76L’énergie est notre avenir, économisons-la !....................................................................................................... 78Un nouveau contrat d’objectif entre l’État et l’ADEME ................................................................................... 79

Diversifier le bouquet énergétiqueLe nouvel appel d’offres pour la production d’électricité à partir de biomasse ................................................. 80De nouveaux tarifs d’achat pour l’électricité « verte »........................................................................................ 81De nouvelles perspectives pour l’hydroélectricité ? ........................................................................................... 84L’éolien a vu ses capacités tripler entre 2004 et 2006......................................................................................... 87La mise en place de la filière véhicules à carburant modulable (E85) ............................................................... 89

Développer la recherche et l’innovationUne nouvelle stratégie nationale de recherche dans le domaine de l’énergie..................................................... 92La mise en place de l’agence Iter France............................................................................................................ 94Un nouveau contrat d’objectifs entre l’Etat et le CEA. ..................................................................................... 96Le changement de statuts de l’IFP, pour une plus grande cohérence des activités de recherche........................ 98

Assurer des moyens de transport et de stockage adaptés aux besoinsAnticiper les investissements d’infrastructures énergétiques mondiales d’ici 2030........................................... 100Vers un renforcement nécessaire de la sûreté du système électrique européen................................................... 102L’accès des tiers aux stockages souterrains de gaz naturel.................................................................................. 106

Le remodelage du secteur minier2006 : année marquée par la restructuration du secteur minier........................................................................... 110La dissolution d’un établissement public : le cas de CDF................................................................................... 112

Organigramme DGEMP ..................................................................................................................116


2006 en bref50 faits marquants sur l’énergie et les matières prelmières

50 faits marquants sur l’énergie et les matièrespremières

Janvier

1er janvier

Un différend entre la Russie et l’Ukraine, portant notamment sur le prix du gaz russe vendu en Ukraine, conduit à uneréduction du transit de gaz naturel vers l’Europe. Les importations en provenance de Russie reviennent à leur niveaunormal le 3 janvier et un accord mettant un terme à la crise est conclu le lendemain entre l’Ukraine et la Russie.

5 janvier

Annonce, par le Président de la République, de la décision de confier au Commissariat à l’énergie atomique (CEA) laconception d’un prototype de réacteur nucléaire de 4ème génération, pour une entrée en service en 2020. Unecommunication en Conseil des ministres relative à la préparation de la quatrième génération de réacteurs électronucléairesa eu lieu le 20 décembre 2006.

24 janvier

Présentation du mémorandum de la France « Pour une relance de la politique énergétique européenne dans une perspectivede développement durable » au Conseil Ecofin.

Février

18 et 23 février

Fin des débats publics sur le projet de réacteur EPR de Flamanville et de la ligne électrique THT Cotentin-Maine.

Mars

8 mars

Présentation du Livre vert « Pour une stratégie de l’énergie sûre, durable et compétitive en Europe » par la Commissioneuropéenne, reprenant un certain nombre de propositions faites par la France dans son mémorandum du 24 janvier 2006.

Les faits marquants présentés ci-dessous ne mentionnent pas les principales dispositions législatives et réglementaires de2006 qui font l’objet d’une rubrique particulière intitulée « Regard sur l’actualité législative et réglementaire de 2006 ».

Les sites de productions Gazprom en Sibérie :le gisement de Zapoliarny.

Gros plan sur une tête de puits.

© Philippe Dureuil/Gaz de France

8

6 mars

Publication de la deuxième édition de l’inventaire national des déchets radioactifs et des matières valorisables de l’Andra.

21 mars

Publication du rapport du groupe de travail de la commission Durieux sur l’analyse des tarifs du gaz et du marché gazier.

31 mars

Remise à niveau des stockages de produits pétroliers qui avaient été déstockés en septembre 2005, dans le cadre del’action collective décidée par l’Agence internationale de l’énergie suite au cyclone Katrina.

Avril

19 avril, 27 octobre, 6 novembre

Résultats des appels d’offres pour l’agrément d’unités de production de biocarburants pour la consommation sur leterritoire français de biodiésel (2,6 millions de tonnes), d’ETBE (219 milliers de tonnes), de bioétahanol (652 milliers detonnes). À l’occasion de ces trois appels d’offres, 17 nouvelles unités de fabrication de biodiésel ont reçu des agréments,5 nouvelles unités pour la fabrication d’éthanol, mais aucune pour l’ETBE. Après ces derniers appels d’offres, ondénombre au total 28 unités agrées pour la fabrication de ces trois biocarburants.

22 au 24 avril

10ème Forum international de l’Energie à Doha (Qatar) sur le dialogue entre pays consommateurs et producteurs depétrole.

Mai

24 mai

Publication du rapport sur les perspectives de développement de la production hydroélectrique en France.

31 mai

Publication du rapport sur l’ouverture des marchés de l’énergie au 1er juillet 2007, dit rapport Lenoir.

Juin

Eté 2006

Mise en place du dispositif d’approvisionnement électrique pour les industries électro-intensives (Exeltium). Unconsortium formé de sept entreprises (Air Liquide, Alcan, Arcelor, Arkema, Rhodia, Solvay, UPM) lance un appel d’offrespour son approvisionnement électrique.

7 juin

Alain Prost se voit confier un groupe de travail sur le développement du superéthanol « E85 » (carburant composé à 85%d’éthanol et à 15% d’essence SP95). Le rapport du groupe de travail est rendu public le 26 septembre 2006.

14 et 15 juin

Déclarations du Gouvernement sur la politique énergétique respectivement à l’Assemblée nationale et au Sénat, puisdébats sans votes sur ces déclarations.

30 juin

Création de l’agence Iter-France au sein du Commissariat à l’énergie atomique. La cérémonie de signature de l’accordinternational ITER pour l’énergie de fusion intervient au Palais de l’Élysée le 21 novembre 2006.

2006 en bref50 faits marquants sur l’énergie et les matières premières


Juillet

3 juillet

Signature des accords industriels entre Areva et Urenco dans le domaine de l’enrichissement du combustible nucléaire.

5 juillet

Signature de deux nouveaux contrats d’objectifs État-CEA et État-IRSN pour la période 2006-2009.

10 juillet

Annulation de la déclaration d’utilité publique de la ligne à 400 000 volts entre Boutre et Broc Carros par le Conseil d’État.

16 juillet

Sommet du G8 à Saint-Pétersbourg. Adoption d’une déclaration et d’un plan d’action pour la «sécurité énergétiquemondiale».

Août

9 août

Record historique du prix du pétrole brut coté (Brent) de 78 $/baril.

10 août

Le gouvernement accepte une revalorisation des tarifs de vente de l’électricité aux particuliers à 1,7 %, à compter du 15août 2006, conformément au contrat de service public signé entre l’État et EDF, le 24 octobre 2005.

Septembre

5 septembre

Table ronde organisée à Bercy sur les prix des carburants en France et les investissements dans la recherche et le raffinage.

29 septembre

Renforcement de l’interconnexion des réseaux de transport d’électricité français et belge.


Sommet du G8 à Saint-Pétersbourg, en juillet 2006.

© /Service photo Élysée

10

Octobre

9 octobre

Publication du rapport du groupe de travail présidé par Christian de Boissieu sur « la division par quatre des émissions degaz à effet de serre de la France à l’horizon 2050 », dit « facteur 4 » lors d’un colloque international organisé à Bercy.

30 octobre

Publication par le Gouvernement britannique du rapport du groupe de travail présidé par Nicolas Stern sur l’analyseéconomique du changement climatique, dit rapport Stern.

Novembre

4 novembre

Incident sur le réseau de transport d’électricité européen, suite à la coupure programmée d’une ligne électrique de trèshaute tension en Allemagne .

7 novembre

Publication de l’édition 2006 du rapport de l’Agence Internationale de l’Energie sur les prévisions énergétiques mondialesà l’horizon 2030.

14 novembre

Accord de la Commission européenne sur le projet de fusion Gaz de France - Suez.

18 novembre

Délivrance des premiers certificats d’énergie à Électricité de Strasbourg pour des opérations d’économies d’énergieréalisées dans le secteur du bâtiment.

29 novembre

1ère session du Forum nucléaire franco-britannique, à Bercy

30 novembre

Table ronde sur les biocarburants. Un bilan positif des engagements pris en 2005 est dressé en ce qui concerne ledéveloppement des biocarburants en France.

Décembre

9 décembre

Publication au Journal officiel de l’Union européenne de l’avis d’appel d’offres pour la production d’électricité à partir debiomasse.

21 décembre

Signature du contrat d’objectifs de l’ADEME pour la période 2007-2010.

28 décembre

Notification par la France, de son projet de plan national d’affectation des quotas de CO2, dit PNAQ2, pour la période2008-2012, à la Commission européenne.

31 décembre

La puissance installée cumulée des installations éoliennes en France atteint environ 1400 MW.



2006 en brefRegard sur l’actualité législative et réglementaire de 2006

Regard sur l’actualité législative et réglementairede 2006

Avec 5 lois (dont 2 lois de finances), 21 décrets, 38 arrêtés, 2 DUP et 2 circulaires, l’année 2006 a été particulièrementriche en matière législative et réglementaire. La liste ci-après, non exhaustive, propose une sélection de textes publiés,parmi les plus représentatifs des missions de la DGEMP.

Janvier

3 janvier

Circulaire relative à l’installation de parcs éoliens.

14 janvier

Publication de l’arrêté du 5 janvier 2006 relatif à la contribution annuelle des gestionnaires de réseaux publics dedistribution d’électricité au fonds d’amortissement des charges d’électrification (FACE) pour l’année 2005.

Février

8 février

Publication de l’arrêté du 30 janvier 2006 organisant la procédure d’appel à candidatures pour la fourniture de dernierrecours en gaz naturel puis publication le 27 mai 2006 de l’arrêté du 16 mai désignant les quatre fournisseurs de dernierrecours en gaz : Gaz de Bordeaux, Vialis, Gaz de Strasbourg et Gaz de France.

23 février

Déclaration d’utilité publique de la reconstruction de la ligne à 400 000 volts entre Lyon et Chambéry en ligne à deuxcircuits.

Mars

29 mars

Publication du décret du 27 mars 2006 relatif à la mise en place du Conseil supérieur de l’énergie (CSE) suivie de lapublication de l’arrêté du 31 mai 2006 portant nomination à ce Conseil.

Avril

1er avril

Publication du décret du 30 mars 2006 autorisant la Société anonyme de gestion des stocks de sécurité (SAGESS) àconstruire et exploiter une canalisation d’intérêt général destinée au transport d’hydrocarbures liquides entre Manosqueet la zone pétrolière de Fos-sur-Mer et du décret du 30 mars 2006 déclarant d’utilité publique et urgents les travaux àexécuter pour le dit ouvrage.

4 avril

Publication de l’arrêté du 23 mars 2006 relatif au taux de rémunération du capital immobilisé pour les installations deproduction électrique dans les zones non interconnectées.

12

27 avril

Publication de la directive 2006/32/CE du 5 avril 2006 relative à l’efficacité énergétique dans les utilisations finales et auxservices énergétiques.

29 avril

Publication de l’arrêté du 28 avril 2006 autorisant l’augmentation des prix du gaz de 5 %.

Mai

3 mai

Publication du décret du 3 mai 2006 relatif aux sociétés d’approvisionnement à long terme d’électricité (Exeltium).

27 mai

Publication de trois décrets du 23 mai 2006 relatif au dispositif de certificats d’économies d’énergie complété par lesarrêtés du 30 mai, 19 juin, 26 septembre, 19 décembre et par la circulaire 18 juillet 2006 permettant le lancement de laprocédure de certificats d’économies d’énergie en 2006.

24 mai

Publication du décret du 22 mai 2006 relatif à la compensation des charges de service public de l’électricité (CSPE).

24 mai

Publication du décret et de l’arrêté du 24 mai 2006 relatifs aux caractéristiques thermiques et à la performance énergétiquedes bâtiments.

25 mai

Publication de l’arrêté du 12 mai 2006 relatif aux tarifs d’électricité à Mayotte.

Juin

2 juin

Publication de deux décrets du 2 juin 2006 relatif aux titres miniers, aux titres de stockage souterrain, aux travaux miniers,aux travaux de stockage souterrain et à la police des mines et des stockages souterrains.

14 juin

Publication de la loi du 13 Juin 2006 relative à la transparence et à la sécurité en matière nucléaire.

17 juin

Publication du décret du 15 juin 2006 relatif à la contribution tarifaire sur les prestations de transport et de distributiond’électricité et de gaz naturel.

19 juin

Circulaire du 19 juin 2006 relative à la création des zones de développement de l’éolien terrestre.

21 juin

Déclaration d’utilité publique de la reconstruction de la ligne à 225 000 volts Marlenheim - Vigy en ligne à deux circuits à400 000 volts.

29 juin

Publication de la loi du 28 juin 2006 de programme relative à la gestion durable des matières et des déchets radioactifs.



30 juin

Publication du décret du 29 juin 2006 autorisant la création de l’Agence Iter-France au sein du Commissariat à l’énergieatomique.

Juillet

6 juillet

Publication du décret du 6 juillet 2006 relatif à la prospection, à la recherche et à l’exploitation de substances minérales oufossiles contenues dans les fonds marins du domaine public et du plateau continental métropolitains.

7 juillet

Publication des deux arrêtés du 19 juin 2006 relatifs à la procédure de certificats d’économies d’énergie définissantrespectivement la liste des pièces d’un dossier de demande et les opérations standardisées suivie de la diffusion de lacirculaire du 18 juillet relative à la délivrance des certificats par les préfets. La liste des opérations standardisée a étécomplétée le 31 décembre, lors de la publication de l’arrêté du 19 décembre 2006.

9 juillet

Publication de l’arrêté du 7 juillet 2006 relatif à la programmation pluriannuelle des investissements (PPI) de productiond’électricité.

26 juillet

Publication de quatre arrêtés du 10 juillet 2006 fixant les conditions d’achat de l’électricité produite par les quatre filièreséolienne, biogaz, géothermique et photovoltaïque.

28 juillet

Publication du décret du 26 juillet 2006 relatif à la tarification spéciale de l’électricité comme produit de premièrenécessité.

Août

1er août

Publication de l’arrêté du 18 juillet 2006 autorisant la société GRTgaz à construire et exploiter la déviation de lacanalisation Fos-sur-Mer - Saint-Martin-de-Crau (Bouches-du-Rhône).

12 août

Publication de l’arrêté du 10 août 2006 relatif aux prix de l’électricité.

15 août

Publication de l’arrêté du 27 juillet 2006 relatif au contenu et aux conditions d’attribution du label « haute performanceénergétique ».

23 août

Publication du décret du 21 août relatif à l’utilisation des stockages souterrains de gaz naturel.

Septembre

5 septembre

Publication du décret du 5 septembre 2006 relatif aux garanties d’origine de l’électricité produite à partir de sourcesd’énergie renouvelables ou par cogénération suivie de la publication, le 30 septembre de l’arrêté du 26 septembre 2006fixant ce tarif.


14

14 et 15 septembre

Publication du décret du 14 septembre 2006 et de l’arrêté du 15 septembre 2006 relatif au diagnostic de performanceénergétique et à l’installation intérieure de gaz de certains bâtiments.

27 septembre

Publication du décret n° 2006-1170 du 20 septembre 2006 relatif aux bilans prévisionnels pluriannuels d’équilibre entrel’offre et la demande d’électricité.

Octobre

4 octobre

Publication de l’arrêté du 26 septembre 2006 fixant la répartition par énergie de l’objectif national d’économies d’énergiedans le cadre de la procédure de certificats d’économies d’énergie pour la période du 1er juillet 2006 au 30 juin 2009.

6 octobre

Publication de l’arrêté du 26 septembre 2006 relatif aux coefficients à appliquer par le fonds de péréquation de l’électricitéà la formule de péréquation pour l’année 2006.

Novembre

8 novembre

Publication de l’arrêté du 25 octobre 2006 fixant les modalités de remboursement partiel de la contribution aux charges deservice public de l’électricité (CSPE).

8 novembre

Publication de quatre arrêtés du 6 novembre 2006 relatifs à la teneur en soufre des combustibles marins (mise à jour desméthodes d’essais) pour le fioul lourd, le gazole pêche, le diésel marine léger, le fioul domestique et d’un autre arrêtérelatif aux caractéristiques techniques des fiouls soutes marine.

8 novembre

Publication de l’arrêté du 27 octobre relatif aux mesures nationales d’urgence visant à garantir la sécurité del’approvisionnement en gaz naturel en cas de crise.

16 et 18 novembre

Publications de deux arrêtés du 6 octobre 2006 et d’un arrêté du 27 octobre, relatifs aux prescriptions techniques deconception et de fonctionnement :

- pour le raccordement au réseau public de transport de l’électricité d’un réseau public de distribution,- pour le raccordement à un réseau public de distribution d’une installation de consommation d’énergie électrique,- pour le raccordement à un réseau public de distribution d’une installation de production d’énergie électricité.

28 novembre

Publication du décret et de l’arrêté du 28 novembre 2006 relatif à la promotion des économies d’énergie dans les messagespublicitaires des entreprises du secteur énergétique.

Décembre

8 décembre

Publication de la loi du 7 décembre 2006 relative au secteur de l’énergie.




9 décembre

Publication du décret du 8 décembre 2006 approuvant l’avenant n°1 au cahier des charges spécial des chutes de Salon et deSaint-Chamas, sur la Durance.

16 décembre 2006

Publication de l’arrêté du 12 décembre 2006 imposant aux points de vente distribuant plus de 500 m³ de carburants par an,une obligation de déclarer en temps réel leurs prix, qui sont rendus publics sur le site internet www.prix-carburants.gouv.fr

21 décembre

Publication de deux arrêtés du 14 décembre 2006 relatif à la rénovation des installations de production d’électricité et dechaleur valorisée par cogénération d’une part et celles qui valorisent des déchets ménagers ou assimilés, à l’exception desinstallations qui valorisent le biogaz.

27 décembre

Publication de la loi du 21 décembre 2006 de finances pour 2007 (diverses mesures sur la TIPP, aménagement de la taxefiscale affectée « matériaux de construction » en faveur de la pierre, suppression et transfert à l’État des biens, droits etobligations de l’Agence de prévention et de surveillance des risques miniers).

29 décembre

Publication de l’arrêté du 21 décembre 2006 relatif à la contribution annuelle des gestionnaires de réseaux publics dedistribution d’électricité au Fonds d’amortissement des charges d’électrification (FACE) pour l’année 2006.

30 décembre

Publication de l’arrêté du 27 décembre 2006 approuvant la proposition tarifaire d’utilisation des réseaux de transport degaz naturel.

30 décembre

Publication du décret du 23 décembre 2006 approuvant le cahier des charges type de concession du réseau public detransport d’électricité.

31 décembre

Publication de l’arrêté du 22 décembre 2006 relatif aux tarifs de l’électricité à Mayotte.

Publication de la loi du 30 décembre 2006 de finances rectificative pour 2006 (diverses mesures relatives à la TIPP, à lamodification du régime des renouvellement de concessions hydroélectriques, à l’usage des huiles végétales pures, àl’instauration d’une taxation du charbon à compter du 1er juillet 2007, etc.)

12 et 13 janvier 2007

Publication des arrêtés des 27, 28 et 30 décembre 2006 autorisant de nouveaux carburants (biocarburants : superéthanolE85 et biogazole B30).

Pour en savoir plus sur la réglementation : www.industrie.gouv.fr/energieRubrique politique énergétique : la fiscalité dans le domaine de l’énergie, le tableau de bord des textes pris enapplication de la loi du 13 juillet 2005.Rubrique pétrole : la fiscalité dans le domaine pétrolierRubrique électricité : les tableaux de bord des textes pris en application des lois du 10 février 2000 et du 9 août 2004.Rubrique gaz naturel : les tableaux de bord des textes pris en application des lois du 3 janvier 2003 et du 9 août 2004.

16

Hier, un code de l’environnement, aujourd’hui un code des mineset demain un code de l’énergie.

La rédaction du code des mines est maintenant entrée dans sa phase conclusive avec notamment leplan du code qui a été arrêté par la Commission Supérieure de codification. Disposant au titre de la loide juillet 2005 d’un délai de trois ans pour rédiger un code de l’énergie qui sera adopté par ordonnance,la DGEMP s’est attachée à proposer un plan qui soit à la fois lisible par les acteurs économiques et quiévite les redites entre les secteurs de l’électricité et du gaz souvent couverts par des dispositionscommunes.

La Commission supérieure qui doit se réunir début 2007 étudiera un plan articulé autour des livres quesont la «politique énergétique» l’ «électricité» le «pétrole» et éventuellement l’énergie nucléaire. Si laCommission venait à approuver ce plan «vertical» qui est traversé par des problématiques horizontalesque traduisent les différents chapitres, la DGEMP aura un an pour donner corps à un véritable code.

Le résultat en sera un corps législatif et réglementaire, lisible et compréhensible par les usagers et lesnouveaux acteurs du secteur qui aura permis de « dépoussiérer un siècle d’empilement législatif ».


Assemblée Nationale © Assemblée Nationale 2006


2006 en brefDe nouvelles dispositions législatives sur l’énergie : la loi du 7 décembre 2006

De nouvelles dispositions législatives surl’énergie : la loi du 7 décembre 2006

Après une concertation approfondie avec l’ensemble des acteurs concernés, le ministre de l’Économie, des Finances et del’Industrie a présenté le projet de loi relatif au secteur de l’énergie lors du conseil des ministres du 28 juin 2006. L’examen duprojet de loi au Parlement, à partir du 7 septembre 2006, a permis un débat approfondi qui a débouché sur la loi n° 2006-1537du 7 décembre 2006 relative au secteur de l’énergie. Cette loi comporte diverses mesures d’accompagnement liées àl’ouverture totale des marchés de l’électricité et du gaz notamment des mesures de protection des consommateurs, dontl’institution d’un médiateur national de l’énergie et la création d’un tarif spécial de solidarité du gaz. Un tarif réglementétransitoire d’ajustement du marché permettra aux entreprises de faire face à l’évolution rapide des prix de l’électricité. Enfin, lelégislateur a souhaité une Commission de régulation de l’énergie rénovée aux compétences renforcées.

de la consommation. Le médiateur participe à l’informationdes consommateurs d’électricité ou de gaz naturel sur leursdroits. Il est également chargé de recommander des solutionsaux litiges entre les consommateurs domestiques et les petitsconsommateurs professionnels, d’une part, et leursfournisseurs d’électricité ou de gaz naturel, d’autre part. Ilest saisi directement et gratuitement par les consommateursou leurs mandataires. Le médiateur est doté de ses propresservices et financé par la contribution aux charges de servicepublic de l’électricité.

La rénovation de la composition et lerenforcement des compétences de laCommission de régulation de l’énergie(CRE)Le législateur a réformé l’organisation de la CRE avecl’objectif d’améliorer son fonctionnement tout engarantissant l’indépendance de cette autorité. Il a ainsiredéfini les missions de la CRE. Celle-ci est désormaisconstituée d’un collège de 9 membres (deux membressupplémentaires représenteront les consommateurs) et d’uncomité de règlements des différends et des sanctions. Cecomité se voit confier les compétences d’instruction et demise en œuvre des procédures de sanctions. Le législateur aen outre souhaité préciser que si la CRE concourt au bonfonctionnement des marchés de l’électricité et du gaz, ce doitêtre au bénéfice des consommateurs. Enfin, un contrôleparlementaire renforcé est assuré, notamment par l’émissiond’un avis préalable des commissions du Parlementcompétentes en matière d’énergie, sur la nomination duprésident de la CRE.

L’ouverture totale des marchés del’électricité et du gaz au 1er juillet 2007La loi du 7 décembre 2006 comporte les dispositionsrelatives à l’ouverture totale des marchés de l’électricité etdu gaz au 1er juillet 2007. Á cette date, tous lesconsommateurs d’électricité et de gaz, y compris lesconsommateurs domestiques, auront le choix de leursfournisseurs et pourront négocier avec ceux-ci les conditionsde leur fourniture, dont le prix. Toutefois, l’exercice de cechoix, « l’éligibilité », demeure une faculté et lesconsommateurs pourront conserver leurs contrats en cours etles tarifs réglementés associés.

Á cette même date l’activité de gestion de réseaux dedistribution d’électricité et de gaz desservant plus de100 000 clients devra être exercée par des entreprisesjuridiquement distinctes de celles exerçant une activité denature concurrentielle. Électricité de France et Gaz deFrance seront soumis à cette obligation de séparationjuridique mais également six distributeurs non nationalisés(Électricité de Strasbourg, la Régie des deux Sèvres,Sorégies, la Régie de l’Usine électrique de Metz, Gaz deStrasbourg , Gaz de Bordeaux).

L’institution d’un médiateur nationalde l’énergieDans la perspective de l’ouverture des marchés del’électricité et du gaz aux consommateurs domestiques, la loiinstitue un médiateur national de l’énergie, nommé pour sixans par le ministre chargé de l’énergie et le ministre chargé

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2006 en brefDe nouvelles dispositions législatives sur l’énergie : la loi du 7 décembre 2006

La création du tarif réglementétransitoire d’ajustement du marchépour les professionnelsLa loi du 7 décembre 2006 instaure un tarif réglementétransitoire d’ajustement du marché pour faire face àl’évolution rapide des prix de l’électricité. Lesprofessionnels pourront en faire la demande jusqu’au 1er

juillet 2007 auprès de leur fournisseur et en bénéficierontpour une durée maximale de deux ans. L’arrêté du 3 janvier2007 fixe ce tarif à un niveau compris entre le niveau du tarifréglementé et ce même niveau majoré de 25%.

Les fournisseurs dont les coûts d’approvisionnement serontsupérieurs au tarif réglementé transitoire d’ajustement dumarché bénéficieront d’une compensation. Cettecompensation sera financée, par la contribution aux chargesde service public de l’électricité et par une contribution duepar les producteurs d’électricité exploitant des installationsd’une puissance installée supérieure à 2000 MW, et assisesur le volume d’électricité d’origine nucléaire et hydrauliqueproduit.

Avant le 31 décembre 2008, le Gouvernement présentera auParlement un rapport sur la formation des prix sur le marchéde l’électricité et faisant le bilan de l’application du tarifréglementé transitoire d’ajustement du marché. Au vu de cerapport, il appartiendra au Parlement d’examinerl’éventualité de sa prolongation.

L’instauration du tarif spécial desolidarité pour la fourniture de gazÀ l’instar de la tarification spéciale de l’électricité commeproduit de première nécessité déjà mise en œuvre , la loi du 7décembre 2006 instaure un tarif spécial de solidarité pour lafourniture de gaz à destination des personnes les plusdémunies. Les bénéficiaires de ce tarif social du gaz serontles personnes qui bénéficient du tarif social de l’électricité.

À la différence du tarif social de l’électricité qui est offertpar les seuls opérateurs historiques, le tarif social du gaz seraoffert par tous les fournisseurs de gaz qui mutualiseront leurpertes de recettes et les coûts supportés pour la mise enœuvre de ce tarif.

L’ouverture du capital de Gaz deFranceLa loi du 7 décembre 2006 ouvre la possibilité à l’Étatd’abaisser sa participation dans le capital de Gaz de Francedont il devra toutefois détenir plus du tiers. Elle prévoit enoutre la création, au bénéfice de l’État, d’une actionspécifique de Gaz de France afin de préserver les intérêtsessentiels de la France dans le secteur de l’énergie,notamment la continuité et la sécurité d’approvisionnementen énergie.

Enfin, il convient de souligner parmi les autres dispositionsde la loi, celles qui confortent le rôle des autoritésorganisatrices de la distribution d’électricité et de gaz, ainsique celles qui permettent le rapprochement du régime detravail des personnels des industries électriques et gazières àMayotte du régime métropolitain.

@ Pour en savoir plus : www.industrie.gouv.fr/energierubriques « politique énergétique » et « électricité ».

L’adoption du projet de loi du 7 décembre 2006Le tarif réglementé transitoire d’ajustement du marché.

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2006 en brefLes chiffres clés de l’énergie en France 2006

Les chiffres clés de l’énergie en France 2006Une certaine reprise économique et - peut-être - le paroxysme du 3ème choc pétrolier, marquent la situation énergétiquefrançaise de 2006 qui voit une nette progression des énergies renouvelables et de l’efficacité énergétique. Elle se caractériseen outre par une légère remontée de la consommation de carburants, une hydraulique meilleure qu’en 2005 permettant demoins faire appel aux combustibles fossiles, en particulier au charbon, pour produire de l’électricité. On constate finalement unebaisse, légère, de la consommation d’énergie primaire et, sensible, des émissions de CO2 dues à l’énergie.

La France maintient un taux d’indépendance énergétique de 50%Malgré les faibles ressources énergétiques de son sous-sol, la France couvre la moitié de ses besoins en énergie. La productionnationale de ressources fossiles (gaz naturel, pétrole, charbon) n’apporte qu’environ 1,6% de la consommation. En 2006, lenucléaire a fourni 43% de la consommation primaire d’énergie, les sources renouvelables d’électricité (hydraulique, éolien,solaire photovoltaïque) 2%, et les autres énergies renouvelables thermiques (bois, déchets, solaire thermique, pompes àchaleur...) 5%. Le taux d’indépendance énergétique est passé de 50,0% en 2005 à 50,5% en 2006.

Avec 46,2 milliards d’euros en 2006, soit 2,6% du PIB français, la facture énergétiquede la France continue néanmoins à s’alourdirEn augmentation de 18,5% sur un an, après des hausses de 37% en 2005, de 24% en 2004 et de 5,5% en 2003 (en euros courants),la facture payée par la France pour son énergie est le double de celle de 2003. Sans elle, le commerce extérieur de la Franceaurait été excédentaire de 15 milliards d’euros. Avec elle, il est déficitaire de 30. La facture énergétique équivaut à 40 joursd’exportations, contre 39 jours en 2005, 30 en 2004 et 19 jours seulement en 1997.

Quelques définitions ...

Énergie finale : énergie livrée au consommateur (industrie, transports, résidentiel et tertiaire) pourutilisation finale.Énergie primaire : énergie n’ayant subi aucune transformation.Indépendance énergétique : ratio entre la production d’énergie primaire et la consommation d’énergieprimaire (non corrigée du climat).Intensité énergétique : Rapport entre la consommation d’énergie (primaire ou finale), corrigée du climat, etle PIB (exprimé en volume). Ce ratio permet de mesurer l’évolution de la consommation d’énergie pour laproduction d’une unité de richesse.

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La facture pétrolière est, à elle seule, de 37 milliards d’euros (Md€). Elle s’est alourdie de 5 milliards par rapport à 2005(+16%).

La France importe surtout du pétrole brut (pour 31,8 Md€ en 2006). Sous l’effet de la hausse des cours, mais aussi de la clémencedes hivers, les quantités de pétrole brut importées diminuent depuis trois ans. L’évolution de la consommation française, avecnotamment la forte « dieselisation « du parc automobile, a déséquilibré offre et demande de produits raffinés. En 2006, la Francea exporté une partie (10,8 Md€) de sa production raffinée, notamment d’essence, et importé pour 16,4 Md€ (principalement dugazole). La progression des exportations (+2 Md€) a presque compensé celle des importations (+2,3 Md€). Le solde s’établit à-5,5 Md€.

La facture gazière atteint 10 milliards d’euros. Elle a augmenté de 28% (+2,1 Md€). Malgré la baisse des volumes importés,c’est la composante qui a crû le plus.

L’approvisionnement en gaz naturel fait pour l’essentiel l’objet de contrats de long terme indexés sur les cours du pétrole. Lecoût du gaz naturel importé a enregistré une forte augmentation en 2006 : +32% en moyenne. Cette forte hausse annihile l’effetde la diminution de la consommation primaire (-3,7% en 2006), due en grande partie à la douceur des températures automnales.

L’augmentation de la facture charbonnière est de 3,5%, et de seulement 50 millions d’euros.

L’électricité continue à être globalement exportatrice ; elle a rapporté au pays 2,6 Md€ (+6,8%).

L’évolution de la facture énergétique de la France depuis 1970En milliards d’euros

0

10

20

30

40

50

60

1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 20050

1

2

3

4

5

6

Md€ de 2006

Md€ courants

Part de la facture énergétique dans le PIB (%)

Md€ %

Source : Observatoire de l’énergie

-5 000

0

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

30 000

35 000

40 000

45 000

50 000

1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005

Gaz

Electricité

Charbon

Pétrole

Total

L’évolution de la facture énergétique de la France, par énergieen millions d’euros 2006

Note de lecture : le graphique ci-dessus se lit en empilant les soldes importateurs des énergies à partir de celui de l’électricité, qui est négatif depuis 1981.Source : Observatoire de l’énergie



La baisse des émissions de CO2

Les émissions de CO2 dues à l’énergie baissent sensiblement en 2006, de -1,4 %. Les transports sont à l’origine d’une hausse de+0,5%, alors que les émissions des centrales électriques thermiques classiques chutent (-12%, mais après +20% en 2005, annéeoù elles avaient pallié les défaillances de l’hydraulique). Les émissions du résidentiel-tertiaire baissent de -0,2%, tandis quecelles de l’industrie croissent de 0,1%.

0

20

40

60

80

100

120

140

1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005

Transports Résidentiel-tertiaire Industrie (y c. sidérurgie) Agriculture Branche énergie

Niveau de 1990

(en millions de tonnes de carbone, selon une méthodologie développée par

l’Observatoire de l’énergie à partir des bilans de l’énergie, avec correction climatique)

Émissions de CO2 dues à l’énergie


L’évolution de la production et de la consommation d’énergie primairenon corrigées du climat (en Mtep)

0

50

100

150

200

250

300

1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005

Consommation totale d'énergie primaire Production


Une consommation totale d’énergie primaire de 275 Mtep, en légère baisseCorrigée du climat, la consommation d’énergie primaire s’élève à 275,3 Mtep, en baisse de -0,3% après une faible hausse(+0,2%) en 2005. En données réelles, elle baisse de -1,0%, à 273,2 Mtep. Cette baisse n’a pas empêché la croissance du PIB(+2,0%).

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La consommation finale continue de croître dans les transports et les secteursrésidentiel et tertiaireLa consommation d’énergie finale croît légèrement dans son ensemble (+0,6%) et dans tous les secteurs, sauf l’industrie :+1,1% dans le résidentiel-tertiaire, +1,0% pour les transports, contre -0,7% dans l’industrie.

1973 1990 2005 2006

Agriculture

Sidérurgie

Industrie, hors sidérurgie

Résidentiel-Tertiaire

Transports

161,69

133,62

12,52

35,41

56,36

3,03

26,30

6,08

31,32

70,56

2,86

50,87

5,80

31,85

69,80

2,86

50,37

160,68

(+1,0% )

(+0,6% )

(-1,7% )

(+1,1% )

141,92

L’évolution de la consommation énergétique finalecorrigée du climat en 1973, 1990, 2005 et 2006 (en Mtep)


La consommation finale d’énergies renouvelables est en augmentation sensibleLa consommation finale énergétique évolue de façon contrastée par énergie : +4,1% pour le charbon (grâce à la bonne tenue dela sidérurgie) ; +3,6% pour les énergies renouvelables thermiques (bois, déchets, solaire thermique...), grâce aux différentssoutiens mis en place ; +1,5% pour l’électricité ; quasi-stabilité à la fois pour le pétrole (-0,1%) et le gaz (-0,3%).

Électricité (hors hydraulique)112,3

Gaz39,4

Charbon 12,4

déchets urbains non renouvelables 0,93

Énergies renouvelables16,9

Pétrole91,3

Le « bouquet » énergétique primaire de la FranceConsommation totale d’énergie primaire : 273,2 Mtep

Unité : Mtep

Note : pour simplifier, le solde exportateur d’électricité est affecté au nucléaire. Par ailleurs, pour l’énergie produite par l’incinération de déchets urbains,on considère que seule l’énergie produite à partir de la fraction organique est renouvelable. Sa part est estimée à 50 %.



Essence ordinaire

Super plombé (ARS depuis

2000)

Sans plomb 98 Sans plomb

95

Gazole

GPL carburant

0

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

30 000

35 000

40 000

45 000

1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005

Total essences auto

L’évolution de la consommation totale de carburants routiers pétroliers

Source : Observatoire de l’énergie d’après CPDP

La baisse régulière de l’intensité énergétique se poursuitL’intensité énergétique de la France baisse de nouveau sensiblement, de -1,3% pour l’énergie finale, après -1,5% en 2005.Cette évolution qui indique la poursuite de la croissance malgré la stabilité de la consommation d’énergie est compatible avecl’objectif de baisse de 2% par an d’ici 2015.

Malgré des prix très élevés, légère reprise des ventes de carburants routiersMalgré de nouvelles hausses de prix, les ventes de carburants routiers croissent de +0,4%, après un recul de -0,9% en 2005; celles de gazole progressent de +2,7%, du fait de la diésélisation persistante du parc automobile, alors que celles d’essenceprolongent leur chute, de -5,9%. Il s’ensuit une sensible hausse des importations de gazole. La circulation des véhiculesparticuliers a à nouveau diminué, mais le trafic de marchandises est reparti à la hausse.

Les progrès des énergies renouvelablesMême si elle ne porte que sur 7% de l’ensemble, la consommation primaire totale d’énergies renouvelables est celle qui croît leplus rapidement, de +5%, à 17,2 Mtep. En particulier les biocarburants croissent fortement, de 63%, après +15% en 2005. Leregain de l’hydraulique (+8%) grâce à une meilleure pluviosité qu’en 2005, allié avec un fort développement de l’éolien, permetune nette diminution de l’appel aux centrales thermiques classiques (-9,3%).

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L’évolution de la consommation de biocarburants et objectif pour 2008

2409,825

347 348 346 350 354419

682

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

plan biocarburants

-1% +1% +1%

+63%

+18%

Agréments supplémentaires 2005 : 126 000 t

+253%

taux d'incorporation de 5,75 % en 2008à consommation 2006 constante

en ktep

Agréments supplémentaires 2006 : 355 000 t


L’évolution de la puissance éolienne installée en fin d’année etobjectifs annoncés en MW

0 1 1 3 3 3 6 8 16 26 69 96 151253

395

1395

759

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Lancement d'EOLE 2005

Deuxième appel à propositions d'EOLE 2005

Arrêté "obligation d'achat par EDF"

Arrêté du 7 mars 2003 (PPI)

Objectif 2007 : de 2000 à 6000 MW

Appel d'offrepour

1000 MW

Objectif 2010 : 13 500 MW




Des avancées importantes lors du Sommet du G8

à Saint-Pétersbourg

La politique extérieureDes avancées importantes lors du Sommet du G8 à Saint-Pétersbourg

La Russie avait décidé de faire de la « sécurité énergétique mondiale « une des priorités de sa première présidence du G8 en2006, aux côtés de l’éducation et de la santé. Bien que la crise gazière entre la Russie et l’Ukraine, à la veille de cetteprésidence, ait pu affecter la crédibilité de la Russie, les résultats du sommet de Saint Pétersbourg ont permis des réellesavancées en faveur des économies d’énergie, de l’énergie nucléaire, et de la limitation des émissions de gaz à effet de serre.Si la ratification par la Russie de la Charte de l’énergie n’a pu être obtenue, Moscou a reconnu la validité de ses principes et lanécessité de « règles du jeu » multilatérales.

Un sommet sous le signe de la « sécuritéénergétique mondiale »Alors même que la crise des livraisons de gaz russe àl’Ukraine mettait en lumière l’utilisation géopolitique desressources énergétiques, la Russie a décidé de faire de la« sécurité énergétique mondiale » une des priorités de sapremière présidence du G8. Ce paradoxe s’explique par lesouhait de ce pays de conforter sa position de paysproducteur d’hydrocarbures en stabilisant les livraisons surle long terme, afin de maîtriser les ressources financières endécoulant. Il pourrait ainsi en planifier leur utilisationbudgétaire en fonction des investissements nécessaires ausecteur énergétique.

Les principaux résultatsLa déclaration introductive

La déclaration introductive marque un progrès, notammentde la part de la Russie, en réaffirmant notamment l’ouvertureet la transparence des marchés.

Les enjeux énergétiques mondiaux sont clairementmentionnés, en particulier l’augmentation inquiétante àl’horizon 2030 de la demande énergétique mondiale, avec lapersistance d’une part prépondérante d’énergies fossiles,dont les réserves s’épuisent.

Parmi les principes reconnus par tous, on peut releverl’accent mis sur la nécessité de « marchés ouverts,transparents, efficaces et compétitifs », permettant un accèseffectif au marché pour les opérateurs économiques, et sur lebesoin d’un « cadre législatif et réglementaire transparent,équitable, stable et efficace » pour favoriser lesinvestissements en amont comme en aval.

Le plan d’action

Le plan d’action comprend nombre d’engagements et depropositions, certaines d’origine française, comme parexemple la définition d’objectifs nationaux en matièred’efficacité énergétique ou la transparence des réserves :

. Le soutien au Forum international de l’énergie (FIE),comme lieu approprié d’approfondissement du dialogueentre producteurs et consommateurs, en particulier à traversl’échange sur les politiques respectives et les prospectives àmoyen et long terme ;

. La réaffirmation de la nécessité d’une transparenceaccrue des données énergétiques, notamment concernantles réserves en hydrocarbures, à travers une extension del’exercice JODI (Joint Oil Data Initiative)

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. La mention de la Charte de l’énergie comme un élémentutile d’une meilleure sécurité énergétique mondiale, avec laréaffirmation de ses principes, tels que ceux rappelés tout aulong du document concernant la suppression des obstaclesadministratifs aux investissements, le respect des règles de laconcurrence et des obligations contractuelles, l’importancede l’efficacité énergétique, le recours au règlement pacifiquedes différends ;

. La mention des contrats de long terme, en tantqu’instrument permettant à la fois d’améliorer la sécuritéd’approvisionnement et de garantir le risqued’investissement pour la construction d’infrastructuresgazières, à travers un partage des risques.

. Un engagement mutuel à l’ouverture aux investissementsétrangers, dans le respect des règles de la concurrence,

. Un discours fort sur les enjeux d’une meilleure efficacitéénergétique, afin d’accroître l’énergie disponible, deréduire les tensions sur les marchés énergétiques et de limiterles émissions de gaz à effet de serre, en particulier à traversles annonces et engagements suivants :

- l’adoption d’ici la fin de l’année (2006) par chacundes pays du G8 d’objectifs nationaux d’amélioration del’intensité énergétique ;

- la demande adressée à la Banque mondiale etl’AIE, d’améliorer les normes internationalement reconnueset de diffuser les meilleures pratiques en matière d’efficacitéénergétique ;

- la demande d’un appui financier accru desinstitutions financières internationales et des banques dedéveloppement, ainsi que du Fonds pour l’environnementmondial (GEF) à des projets d’amélioration de l’efficacitéénergétique et de promotion des énergies renouvelables ;

- la mention de l’utilité des mécanismes de flexibilitédu Protocole de Kyoto en tant qu’instrumentsd’amélioration de l’efficacité énergétique ;

- le soutien à l’initiative de la Banque mondialeconcernant la réduction des fuites de gaz et du gaz brûlé àla torchère, les économies de gaz pouvant être ainsiréalisées correspondant à la totalité de la consommationd’un pays comme le Royaume-Uni.

. l’accent mis sur l’importance d’une diversification accruedu mix énergétique, avec en particulier :

- la reconnaissance, pour la première fois dans leformat G8, de la contribution de l’énergie nucléaire à lasécurité énergétique mondiale et à la lutte contre lechangement climatique ;

- l’encouragement au développement de techno-logies de l’énergie faiblement émettrices de carbone,notamment grâce au captage et au stockage du CO2, et à laconstruction de centrales à charbon propre ;

- le soutien à un recours accru aux biocarburants etaux autres carburants alternatifs dans le secteur destransports terrestres ;

. le lancement de travaux précis visant à améliorer lasécurité physique des infrastructures énergétiques ;

. la mise en place d’une stratégie visant à réduire lapauvreté énergétique, rappelant les liens entre énergie etdéveloppement et identifiant différents leviers d’action etorganismes intervenant dans ce domaine. Le nouveau cadred’investissement pour l’énergie propre de la Banquemondiale est notamment mentionné, de même quel’initiative de l’Union européenne ;

. la confirmation de l’existence de liens étroits entreénergie et changement climatique, avec en particulier laréaffirmation des engagements pris à Gleneagles en 2005 etla mention, pour ceux qui ont ratifié le Protocole de Kyoto,de l’utilité des mécanismes de flexibilité. C’est sur ce sujetque le Président de la République française a mis l’accent.Tous les leaders du G8 réaffirment en outre leur volonté demettre en œuvre la Convention-cadre des Nations unies sur


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le changement climatique et appellent à un « dialogueinclusif » pour de nouvelles actions, « y compris après2012 », en souhaitant la mobilisation de tous les instrumentspour la promotion de systèmes énergétiques plus durables.

Assurer le suivi des décisions prises àSaint PétersbourgSi les clivages ne sont pas totalement dépassés, le documentfinal de Saint Pétersbourg a permis d’enregistrer desavancées notables sur trois questions qui faisaient l’objetjusqu’à présent d’analyses divergentes entre les partenairesdu G8 : le nucléaire, l’ouverture des marchés et le respectdes règles de la concurrence, la question du changementclimatique (notamment concernant l’outil du Protocole deKyoto). Il convient donc de « transformer l’essai », ens’appuyant sur les nouveaux engagements pris àSaint-Pétersbourg.

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Sur la problématique énergie-climat, la réunion ministériellede «suivi du dialogue de Gleneagles», qui s’est tenue les 3 et4 octobre 2006 à Monterrey (Mexique) a permis de faireécho au message du G8, en proposant une extension à unnombre plus large de pays des principes pour la mise enplace de systèmes énergétiques plus durables, partout dans lemonde.

C’est dans le même esprit que la présidence allemande duG8 en 2007 a décidé, à nouveau, de mettre l’accent surl’énergie, et plus particulièrement sur l’efficacitéénergétique, dans le cadre de sa priorité « gestion durabledes ressources naturelles ».

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La politique extérieureLes prévisions énergétiques mondiales de l’AIE : les grandes tendances

Les prévisions énergétiques mondiales de l’AIE :les grandes tendances

Les dernières prévisions énergétiques mondiales de l’AIE à l’horizon 2030 ont été publiées en 2006. Elles montrent quel’énergie fossile restera incontournable d’ici à 2030. Des investissements massifs de l’ordre de 20 000 milliards de dollarsseront nécessaires pour satisfaire la demande énergétique mondiale croissante. Les tendances actuelles laissent augurer uneaccélération des émissions de gaz carbonique. Une action urgente et consistante des pouvoirs publics de tous les pays estainsi nécessaire pour infléchir les tendances actuellesi.

L’agence internationale de l’énergie (AIE) a rendu public ennovembre 2006 la nouvelle édition de ses projectionsénergétiques mondiales à l’horizon 2030. La DGEMP, par lebiais de l’Observatoire de l’énergie, a participé en 2006 auxdifférents travaux du comité de pilotage de cette étude.Le monde est confronté à une double menace liée à l’énergie,celle de ne pas disposer d’approvisionnements suffisants etsûrs à des prix acceptables d’une part, celle de nuire àl’environnement par une consommation excessive d’autrepart. L’étude estime en conséquence qu’il est « plus urgentque jamais de freiner la croissance de la demande d’énergiefossile, de diversifier les sources d’approvisionnement et lescombustibles et de réduire les émissions qui déstabilisent leclimat ».

L’étude répond aux préoccupations des chefs d’État et degouvernement des pays du G8 exprimés à Gleneagles enjuillet 2005 et à Saint Pétersbourg en juillet 2006, dedisposer d’un éclairage sur les scénarios et stratégiesénergétiques alternatifs ouvrant la voie à un avenir propre.L’étude confirme que « les trajectoires actuelles de lademande et des courants d’échanges de combustiblesfossiles ainsi que des émissions de gaz à effet de serre, qui nesont pas durables, se poursuivraient d’ici à 2030 enl’absence de nouvelles initiatives gouvernementales - c’estlà l’hypothèse qui sous-tend le scénario de référence. Cetouvrage démontre également, à l’aide d’un scénario depolitiques alternatives, que les politiques et mesuresactuellement envisagées par différents pays dans le monderalentiraient très sensiblement, si elles étaient mises enoeuvre, l’accroissement de la demande et des émissions.Facteur important, le coût économique de ces politiquesserait plus que compensé par les avantages économiquesque procureraient une consommation et une productionénergétiques plus efficaces ».

Les principales conclusions de l’étude, extraites du résuméet des conclusions officiels de l’AIE, sont les suivantes :

L’énergie fossile resterait prédominanted’ici à 2030 dans les deux scénariosenvisagésGlobalement, les combustibles fossiles resteront laprincipale source d’énergie utilisée dans le monde jusqu’en2030 dans les deux scénarios envisagés. Dans le scénario deréférence, ils représentent 83 % de l’augmentation totale dela demande entre 2004 et 2030. En conséquence, leur partdans la demande mondiale progresse très légèrement, pourpasser de 80 % à 81 %.

L’ouvrage « World Energy Outlook » 2006de l’AIE © AIE


Le pétrole voit sa part diminuer, même s’il continued’occuper la première place dans le bouquet énergétiquemondial en 2030. La demande mondiale de pétrole atteint 99millions de barils par jour en 2015 et 116 millions en 2030 -soit 33 millions de plus qu’en 2005.

À la différence des prévisions de l’exercice en 2005, lecharbon affiche la plus forte hausse de la demande entermes absolus, entraînée surtout par la productiond’électricité. Près des quatre cinquièmes de l’accroissementde la demande de charbon sont imputables à la Chine etl’Inde. Le charbon reste le deuxième combustible primaireutilisé, et sa part dans la demande mondiale s’accroîtquelque peu.

Quant au gaz naturel, sa part augmente elle aussi, même sila progression de la consommation est moins rapide queprévu dans la dernière édition de l’étude de 2005 parce queson prix est plus élevé.

La menace sur la sécurité énergétiquemondiale est de plus en plus vive etréelleSi rien n’est fait pour la maîtriser, la montée de la demandede pétrole et de gaz accentuera la vulnérabilité des paysconsommateurs aux éventuelles perturbations physiques desapprovisionnements et aux hausses de prix qui en seraient lecorollaire. A l’horizon 2030, les pays de l’OCDEimporteront les deux tiers de leurs besoins pétroliers d’aprèsle scénario de référence, contre 56 % aujourd’hui. Cesimportations proviendront, pour une part importante, duMoyen-Orient et seront acheminées par des routes maritimesvulnérables. La concentration de la production pétrolièredans un petit nombre de pays dotés de réserves

considérables - notamment les pays du Moyen-Orientmembres de l’OPEP et la Russie - confortera leur positiondominante sur le marché et leur latitude d’imposer des prixplus élevés. Il est également prévu qu’une proportioncroissante de la demande de gaz sera satisfaite par desimportations, transportées par gazoduc ou sous forme de gaznaturel liquéfié, en provenance de pays fournisseurs de plusen plus éloignés.

La question des investissementsénergétiques devient crucialePour satisfaire une demande énergétique mondialecroissante (53% de plus entre 2004 et 2030 dans le scénariode référence), il faudrait consacrer des investissementsmassifs aux infrastructures d’approvisionnement en énergie,tant pour remettre à niveau ou remplacer les installationsexistantes, que pour assurer la satisfaction desconsommations d’énergie supplémentaires. L’Agencechiffre ces investissements en cumul à 20 000 milliards dedollars de 2005, entre 2005 et 2030. L’incertitude estparticulièrement grande en ce qui concerne la capacité et lavolonté des grands pays producteurs de pétrole et de gazd’accélérer le rythme de leurs investissements pour répondreà la demande mondiale en hausse.

Les tendances actuelles laissent craindreune accélération des émissions dedioxyde de carboneDans le scénario de référence, les émissions mondiales dedioxyde de carbone (CO2) liées à l’énergie augmentent de55 % entre 2004 et 2030, à un taux de 1,7 % par an. Laproduction d’électricité contribue pour moitié àl’accroissement de ces émissions et plus des trois quarts del’augmentation des émissions mondiales de CO2 sontimputables aux pays en développement. Ces pays deviennentles plus gros émetteurs en lieu et place de l’ensemble despays de l’OCDE peu après 2010. La part des pays endéveloppement dans les émissions mondiales passe de 39 %en 2004 à tout juste plus de la moitié en 2030, progressionplus rapide que celle de leur part dans la demande d’énergie,due au fait que leur consommation énergétique à la marge estcaractérisée par une concentration en carbone supérieure àcelle des pays de l’OCDE et des économies en transition. Engénéral, proportionnellement, les pays en développementrecourent davantage au charbon et moins au gaz.

La Chine est responsable à elle seule de quelque 39 % de lahausse des émissions mondiales : ses émissions font plus que


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GazPétroleCharbon

Demande mondiale d’énergies fossilesselon le scénario tendanciel de l’AIE (Mtep)

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doubler entre 2004 et 2030 sous l’effet de la vive croissanceéconomique et de l’utilisation massive de charbon dans laproduction d’électricité et l’industrie. Elle dépasse les États-Unis et devient le premier émetteur mondial avant 2010.

Les autres pays d’Asie, notamment l’Inde, sont égalementpour beaucoup dans l’augmentation des émissionsmondiales. Les émissions par habitant des pays nonmembres de l’OCDE restent, à l’horizon 2030, néanmoinstrès inférieures à celles des pays de l’OCDE.

Les nouvelles politiques et mesuresenvisagées seraient rentablesDans l’ensemble, les nouvelles politiques et mesuresanalysées entraînent des économies financières largementplus importantes que le surcoût d’investissement initial pourles consommateurs - il s’agit là de l’un des résultats clés duscénario de politiques alternatives qui confirment lesconclusions du rapport « facteur 4 » et de celui deN. Stern. Les politiques alternatives du deuxième scénarioentraînent des évolutions de l’investissement dans le secteurde l’électricité qui se soldent par des économiesparticulièrement importantes.

Les perspectives offertes par unerelance de l’énergie nucléairedeviennent, à nouveau, prometteuses àla condition toutefois d’en assurerl’acceptabilité publique

L’énergie nucléaire - technologie qui a fait ses preuves pourla production d’électricité en base - pourraitconsidérablement contribuer à alléger la dépendance vis-à-vis du gaz importé et à réduire les émissions de CO2. Laconstruction de réacteurs nucléaires suscite un regaind’intérêt en raison de la hausse des prix de l’énergie fossile,qui a relativement amélioré la compétitivité de l’énergienucléaire. L’énergie nucléaire ne gagnera en importance quesi les gouvernements des pays où elle est acceptée facilitentl’investissement privé, particulièrement sur les marchéslibéralisés, comme en Grande Bretagne.

Faire du scénario de politiquesalternatives une réalitéDe nombreux obstacles entravent l’adoption et la mise enoeuvre des mesures prévues dans le scénario de politiquesalternatives et une volonté politique forte sera nécessairepour promouvoir ces politiques indispensables à la maîtrisede notre avenir. Le soutien du secteur privé et la coopérationinternationale seront indispensables pour lancer despolitiques publiques plus rigoureuses et l’analyse duscénario de politiques alternatives démontre l’urgence del’action publique.

Des économies d’énergie plusimportantes réclame-raient un effortencore plus considérable des pouvoirspublicsMême si toutes les politiques envisagées actuellement pourréduire les importations d’énergie et les émissions des paysmembres de l’Agence, étaient mises en œuvre, le scénarioalternatif de l’AIE montre qu’elle continueraientd’augmenter d’ici à 2030. Un avenir énergétique maîtrisé estcependant à notre portée, en recourant à des technologiesdéjà disponibles ou proches de la commercialisation.

@ Pour en savoir plus, consulter :

Le résumé et les conclusions de l’AIE (en français) :http://www.worldenergyoutlook.org/

L’analyse de la méthodologie utilisée par l’AIE pour sesprévisions énergétiques : les deux scénarios utilisés.www.industrie.gouv.fr/energie puis prospective énergétique,horizon 2030.


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M. Fatih Birol-AIE présentant l’ouvrage « World Energy Outlook » 2006 © AIE


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La politique extérieureÉtape après étape, l’Europe de l’énergie se consolide et innove

Étape après étape, l’Europe de l’énergie seconsolide et innoveLe temps propre aux débats européens peut paraître, à ses détracteurs, en léger décalage avec les crises diverses quel’Europe de l’énergie doit affronter : flambée des prix des hydrocarbures, crise des livraisons gazières à l’Ukraine, insuffisancedes interconnexions, pannes électriques au niveau européen. Force est néanmoins de constater que les débats tenusrégulièrement lors des Conseils énergie, comme les initiatives de la Commission, ont permis de nombreuses avancéesconcrètes tant en terme d’idées neuves, qu’en terme d’initiatives permettant de consolider les acquis de la décennie écoulée.

L’année 2006 n’aura pas fait exception à cette règle. Laréglementation communautaire dans le domaine de l’énergieconcernait jusqu’à présent principalement l’ouverture desmarchés et la mise en place d’un marché unique du gaz et del’électricité, ainsi qu’un ensemble de textes relatifs, enparticulier, à l’efficacité énergétique et à la promotion desénergies renouvelables.

Lors du Conseil européen d’Hampton Court d’octobre 2005,les Chefs d’État et de Gouvernement de l’Union européenneont souhaité que la politique européenne de l’énergie soitredynamisée, au regard des nouveaux défis auxquelsl’Europe et le monde sont aujourd’hui confrontés avec uneacuité croissante : la sécurité énergétique et la lutte contrele changement climatique. C’est dans cette perspective quela France a présenté en janvier 2006, un mémorandum« Pour la relance de la politique énergétique européennedans une perspective de développement durable ».

Après la présentation du livre vert de la Commission « Unestratégie européenne pour une énergie sûre, compétitive etdurable », le 8 mars 2006, le Conseil européen du 24 mars2006 a jeté les bases d’une politique énergétique européenneéquilibrée en retenant trois objectifs : la sécuritéd’approvisionnement, le bon fonctionnement du marchéunique de l’énergie et l’impact sur l’environnement. Au-delà de ces objectifs, le Conseil européen identifie lesdifférents moyens pour les atteindre, en validant la mise enplace de nouveaux outils à la disposition de la Commissionet des États membres.

Ainsi, il y a lieu de mentionner la remise au premier plan dela sécurité d’approvisionnement et de la notion debouquet énergétique. De plus, la nécessité d’une meilleureprise en compte de la problématique de l’énergie dansl’action extérieure de l’Union européenne est confirmée.

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L’énergie n’est plus simplement considérée comme un biencirculant en fonction des seules lois du marché, et dont on nese soucie pas de l’origine technique ou géographique, maiscomme un bien spécifique, qui doit d’abord être produit ouimporté avant d’être transporté ou distribué. Ceci entraîne laprise en compte d’éléments nouveaux telles les conditions del’investissement dans le secteur de l’énergie, les spécificitéspropres à chaque filière ou d’éléments extérieurs comme lesrelations avec les pays fournisseurs.

Le Conseil a approuvé l’initiative de la Commission deprésenter régulièrement un examen stratégique de lasituation européenne dans le domaine de l’énergie. Endécembre 2006, il a validé la création d’un « réseau decorrespondants de sécurité énergétique » qui permette àl’Union européenne de réagir lors d’une crise énergétique. Àce titre également, le Conseil européen de mars 2006 a reprisune proposition française visant à évaluer chaque sourced’énergie sans exclusive au regard des trois objectifs quesont la sécurité d’approvisionnement, la compétitivité etl’ impact environnemental.

Ces orientations du Conseil européen permettent d’inscriredans une perspective européenne nos choix de politiqueénergétique, tels qu’ils sont notamment réaffirmés dans la loid’orientation du 13 juillet 2005.

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La politique extérieureÉtape après étape, l’Europe de l’énergie se consolide et innove

@ Pour en savoir plus sur le mémorandum de la Franceet le livre vert de la Commission :

www.industrie.gouv.fr/energie politique énergétique dans lecontexte international.

Le mémorandum de la France

La France a présenté à la Commission européenne et aux Étatsmembres, en janvier 2006, un mémorandum « Pour la relance dela politique énergétique européenne dans une perspective dedéveloppement durable » qui identifie des pistes pour agir enmatière de sécurité énergétique, de lutte contre le changementclimatique et pour la compétitivité de nos économies, en faisantune cinquantaine de propositions.Ce document établit un double constat : la consommationénergétique mondiale ne cesse de s’accroître : 50% d’ici 2030selon l’AIE et la dépendance extérieure de l’Union passeramécaniquement de 50% aujourd’hui à 70% si des mécanismescorrecteurs et volontaristes ne sont pas mis en œuvre. En outre,l’augmentation corrélée des émissions de gaz à effet de serre serainacceptable tant au plan environnemental qu’économique, commele notent les rapports « facteur 4 » et « Stern » sur le changementclimatique. Déséquilibrant les fondements même de l’économiemondiale, ces constats appellent des réponses coordonnées etambitieuses, afin de relever les trois défis de la politiqueénergétique : la sécurité d’approvisionnement, la limitation puis laréduction des émissions de gaz à effet de serre etl’approvisionnement durable en énergie à des conditionsoptimales de compétitivité.Sur l’offre d’énergie, la France préconise que chaque filière fassel’objet d’un accroissement de production disponible et qu’auniveau européen, une gestion prévisionnelle de l’équilibre offre -demande soit réalisée.Sur la demande d’énergie, la France propose différentesmesures visant à réduire la consommation dans tous les secteurs.L’action sur l’offre et la demande ne peut s’affranchir d’unrenforcement de l’effort de recherche et d’innovation dans ledomaine de l’énergie. Diverses pistes d’action sont tracées,distinguant les « technologies déjà matures », de celles qui doiventfaire l’objet d’un accompagnement économique spécifique sur lemarché.La coopération internationale est une dimension incontournable àla mesure des enjeux : le renforcement de nos partenariats,l’approfondissement du dialogue européen avec les paysproducteurs et consommateurs, et la prise en compte de laproblématique du développement dans la fixation d’objectifs delimitation des gaz à effet de serre sont autant de voies à explorer.

Le livre vert de la Commission européenne

Une stratégie européenne pour une énergie sûre, compétitive etdurable.

Le livre vert sur « La stratégie européenne pour une énergiedurable, compétitive et sûre » a été publié par la Commission le8 mars 2006. Reprenant un grand nombre de propositions faitespar la France dans son mémorandum, il a servi d’assise auxtravaux du Conseil énergie.

L’ ambition première est d’achever le marché intérieur du gaz etde l’électricité au service de la croissance et de l’emploi. À cetégard la Commission préconise l’élaboration d’un code commund’utilisation des réseaux, l’adoption d’un plan d’interconnexionsprioritaires, la mise en place d’une séparation effective desactivités de production, transport et distribution ou encore, à terme,la création d’un régulateur européen.

En deuxième lieu, ce marché intérieur doit assurer la sécuritéd’approvisionnement et accroître les solidarités entre Étatsmembres. La création d’un « Observatoire européen de l’offred’énergie », d’un « Centre européen des réseaux » devraient ycontribuer, de même que la définition de règles communes pourla sécurité physique des réseaux et la promotion desinvestissements de production. La transparence, notamment sur lapublication des stocks pétroliers européens, permettra de contrercertains mouvements spéculatifs.

La Commission, en troisième lieu, ne se censure plus pouraborder le « bouquet » énergétique et évoque explicitement lacontribution du nucléaire au regard notamment de l’absenced’émission de gaz carbonique.

La politique extérieure est logiquement évoquée comme unecomposante de la sécurité d’approvisionnement avec latransformation des enceintes de simple dialogue en partenariatsinstitutionnalisés, à l’exemple de la Russie.

Un plan stratégique de recherche sur les technologies de l’énergiedevra appuyer ces efforts en mettant en synergie les différentsprogrammes nationaux de recherche avec comme priorités lesbiocarburants, l’hydrogène, le solaire, les déchets, lestechnologies économisant l’énergie dans les différents secteursmais aussi le nucléaire avec la génération 4 et ITER.


La politique extérieureLes relations bilatérales en 2006

Les relations bilatérales en 2006

Les coopérations dans le secteur de l’énergie se sontpoursuivies et renforcées avec les pays suivants :

L’Allemagne, suite au Conseil des ministres conjointdu printemps 2006, a adopté une stratégie commune avec laFrance en matière d’innovation, notamment dans le domainede l’énergie.

Un nouveau Conseil conjoint le 12 octobre 2006 aadopté une déclaration commune substantielle pour lerenforcement de la coopération énergétique entre les deuxpays, mettant l’accent sur l’efficacité énergétique, lesbiocarburants de la 2ème génération et le captage etstockage du CO2 associé à la production d’électricité. Lesdeux pays sont également convenus de se rapprocher pour lamise au point des technologies énergétiques du futur.

Le Royaume-Uni, avec la déclaration commune surl’énergie du Sommet franco-britannique du 9 juin 2006, quia conduit notamment à la création d’un forum nucléaire etd’une coopération renforcée dans le domaine de l’efficacitéénergétique.

L’Espagne, avec l’inauguration de la liaison gazièreEuskadour dans les Pyrénées Occidentales et le Sommetfranco-espagnol de Gérone en octobre, qui a demandé à laCommission européenne de désigner un coordonateur afinde faciliter le règlement du délicat dossier desinterconnexions électriques entre les deux pays en tenantcompte des différents éléments du dossier (sécuritéd’approvisionnement, contraintes environnementales,acceptabilité locale...).

L’Italie, qui est au centre du dialogue euro-méditerranéen et avec laquelle un dialogue suivi a été menéen 2006, notamment sur les dossiers EDF-ENEL et le projetde fusion Gaz de France-SUEZ.

Par ailleurs, la flambée des cours des hydrocarbures en 2006accentue la nécessité pour un grand pays consommateurcomme la France de consolider son accès aux ressources et aconduit à intensifier notre coopération avec :

L’Algérie avec l’adoption d’un accord-cadre de« coopération et de partenariat énergétique » signé par MM.Breton et Khelil, ministre algérien en charge de l’énergie, le11 décembre à Alger.

L’Arabie Saoudite à l’égard de laquelle un nouveaucadre de coopération est en cours de définition et devrait seconcrétiser par un accord bilatéral favorisant lesinvestissements dans l’amont et le raffinage, le partaged’expertise en matière de recherche, l’échanged’informations et la relance du dialogue entre les paysproducteurs et consommateurs de pétrole.

La Russie, comme pays assurant la Présidence duG8 en 2006 et comme fournisseur majeur d’hydrocarbures àla France. Le groupe de travail bilatéral qui, depuis 2005,étudie les sujets nucléaires ainsi que les énergiesconventionnelles, s’est tenu à Moscou en février 2007 et afait l’objet d’intenses préparations en 2006.

Il convient enfin de mentionner le lancement d’unecoopération privilégiée avec le Brésil suite aux deux visitesprésidentielles de MM. Chirac et Lula. Traitant à la fois dunucléaire et des biocarburants, points forts respectifs dechaque pays, la 1ère session de ce groupe de travail s’esttenue à Brasilia en avril 2006 et les échanges se poursuivrontà Paris en 2007. ■

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Historiquement, la France et le Royaume-Uni ont, à des rythmes certes différents, fait le choix de l’énergie nucléaire afin decontribuer à leur indépendance énergétique. La montée sensible des préoccupations liées à l’effet de serre, l’épuisement desréserves d’hydrocarbures en Mer du Nord, comme le vieillissement du parc nucléaire britannique y ont relancé favorablementle débat sur le rôle de la production nucléaire. Les deux pays ont donc souhaité approfondir leur coopération et l’échanged’informations dans ce domaine nucléaire, ainsi qu’en matière d’ économies d’énergie.

Le forum franco-britannique en matière denucléaire : la France et le Royaume-Uni ont jetéles bases d’un partenariat sur l’énergie nucléaire

Le constat partagé par les deux pays surles défis majeurs de leurs politiquesénergétiques

À l’origine : une volonté politique commune, résultat d’unconstat partagé sur les défis majeurs que sont la sécuritéd’approvisionnement, le coût de l’énergie et la lutte contrel’effet de serre.

Lors du 28ème Sommet franco-britannique de Paris, le 9 juin2006, les deux chefs d’Etat ont affirmé leur volontécommune d’inscrire leur politique énergétique « dans unevision à long terme, déterminée par les objectifs de sécurité

d’approvisionnement, de lutte contre le réchauffementclimatique et de compétitivité ». Ils ont insisté sur le rôleessentiel de l’énergie nucléaire pour atteindre ces objectifsdans des pays industriels développés comme le Royaume-Uni et la France. Ils ont dès lors convenu de mettre en placeun « Forum nucléaire » afin d’explorer en commun entre lesexperts des deux pays tous les aspects et conditions del’utilisation de cette énergie, dans la perspective de lapoursuite de leur programme nucléaire.

Ce volet nucléaire fait au demeurant partie d’une réflexioncommune sur les questions de politique énergétique entre lesdeux pays. Il comprend un second volet sur l’efficacitéénergétique qui a donné lieu à une autre rencontre en janvier2007 à Londres.

Le Royaume-Uni poursuit l’analyse desa politique énergétique avec le « livreblanc »Au Royaume-Uni, cette prise de position sur l’énergienucléaire a accompagné le processus de consultations sur larévision de la politique énergétique du pays, qui s’estconcrétisé par une « Energy Review » publiée le 11 juillet2006. Ce dernier document met en exergue la nécessité deplacer la lutte contre le changement climatique et la sécuritéd’approvisionnement au centre des préoccupationsénergétiques britanniques. Il note en effet que, avec le déclinplus rapide que prévu de la production de gaz et de pétroleen Mer du Nord, la dépendance énergétique du Royaumepourrait atteindre 90% dès 2020, contre seulement 10%aujourd’hui. Il note également que plus d’un tiers de lacapacité de production électrique du pays aura atteint sa finde vie dans les 20 prochaines années. Cela lui paraîtparticulièrement vrai pour le parc nucléaire qui fournit

La politique extérieureLe forum franco-britannique en matière de nucléaire

M.Dominique Maillard © D. Simon/Sircom



Participants au forum © D. Simon/Sircom

actuellement 20% de l’énergie électrique, mais qui esthétérogène et vieillissant (un seul réacteur devrait être enfonctionnement au-delà de 2023 et fermer en 2035). Ilsouligne alors que, contrairement à la situation décrite par lelivre blanc de 2003, le renchérissement des énergies fossileset l’appréciation des émissions de carbone font à présent dunucléaire « une source potentiellement économique deproduction électrique ». Enfin, il établit clairement que c’estle secteur privé qui devra prendre les décisions financièresd’investissement dans le nucléaire, avec les risques associés.

Par ailleurs, un livre blanc, annoncé pour mars 2007,précisera la mise en œuvre de ce programme, quicomprendra la construction de nouvelles centrales et desmesures relatives à la clarification du processus d’enquêtepublique.

Sur la question de la gestion à long terme des déchets, legouvernement a adopté les recommandations du « Comitteeon Radioactive Waste Management » (CoRWM), dont lerapport publié le 31 juillet 2006 préconise un enfouissementen site géologique profond après une période de stockageintermédiaire.

Une coopération visant à favoriser leséchanges sur des questions essentielles.La réunion de lancement du « Forum nucléaire franco-britannique » s’est déroulée à Paris, le mercredi 29novembre 2006, au Centre de Conférences de Bercy, enprésence deM. François Loos, ministre délégué à l’Industrie, et de LordTruscott, Parliamentary Under-Secretary of State,Department of Trade and Industry.

Le Forum nucléaire est conçu comme une enceinte de travailpermanente, réunissant des représentants de l’ensemble desacteurs du nucléaire et de la société civile, comprenant des

ateliers et groupes de travail rendant compte de leurs travauxintermédiaires.

Le Forum du 29 novembre a réuni plus d’une centaine depersonnalités, industriels, experts et responsablesadministratifs des deux pays, dont trois députés français,MM. Birraux, Gatignol et Gonnot, les responsables desautorités de sûreté, MM. Lacoste et Weightman, et lesdirigeants des entreprises nucléaires françaises etbritanniques, notamment Mme Lauvergeon (Présidented’Areva), M. Coley (CEO de British Energy) etM. Gadonneix (PDG d’EDF).

Cette journée de travail a été ouverte par deux tables rondes.La première sur le thème « les citoyens et l’énergie

nucléaire », la seconde sur « le point de vue des industriels ».Les participants ont mis en exergue plusieurs points :

- l’importance primordiale de construire une relationde confiance entre les citoyens et les acteurs du nucléaire,reposant sur une information transparente et sanscomplaisance ;

- l’importance d’un débat démocratique de qualité. Àcet égard, M. Birraux a relevé qu’en France le Parlement ajoué un rôle essentiel, dès l’amont des réflexions, dans undialogue entre majorité et opposition ;

- la nécessité pour les industriels de disposer d’unevisibilité et d’une stabilité suffisantes pour mobiliser lesinvestissements nucléaires, qui sont par nature de longterme ;

Centre de conférence de Bercy © D. Simon/Sircom

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- la compétitivité économique du nucléaire, qui a faitses preuves dans une économie globalisée ;

- les avantages de la standardisation, aussi bien dupoint de vue du retour d’expérience industriel que de lapossibilité de mettre en place sur cette base une procédured’autorisation internationale.

La journée de travail s’est poursuivie autour de trois thèmes:

- l’environnement politique et institutionnel présidantà la mise en place d’un programme nucléaire afin de faire lepoint sur la prise en compte des exigences citoyennes, ainsique sur les réglementations de sûreté et de sécurité,

- les compétences et qualifications nécessaires aufonctionnement de l’énergie nucléaire, afin de recenserl’offre de formation et d’identifier les besoins,

- l’environnement économique et financier del’industrie nucléaire, afin de mieux mesurer les facteurspermettant la mise en place d’un cadre d’investissementplus prévisible et transparent, ainsi que d’assurer lefinancement des charges de long terme du nucléaire.

Ces ateliers, ont continué leurs échanges après cette journéede lancement, dans la perspective du séminaire du 29 mars2007 à Londres.


■

En conclusionLa France et le Royaume-Uni sont deux états qui ont très tôtrecouru à l’énergie nucléaire. Cependant, celle-ci a faitl’objet d’une politique plus volontariste en France, au coursdes années 70, dans un contexte où, contrairement à sonvoisin d’outre-Manche, notre pays ne disposait pas deressources d’énergie fossile. Pour autant, certaines questionsse posent avec autant d’acuité dans nos deux pays, telles quela gestion des compétences dans un contexte de lancementde nouveaux projets - plusieurs décennies après les dernièresconstructions de réacteurs - ou encore l’amélioration del’information du public et sa contribution aux décisionsstructurantes dans le domaine nucléaire. Le Forum constitueune opportunité de croiser les analyses et réflexions, dontbénéficient les deux parties.

On peut espérer, comme l’avait souhaité M. François Loosen conclusion de la journée du 29 novembre 2006, que cestravaux conduisent à l’instauration de fructueusescoopérations de long terme pour le développement durabledans les deux pays.


Garantir la sécurité des approvisionnements énergétiques et miniersUn nouveau rapport sur la PPI électricité à l’horizon 2015

Le rapport sur la programmation prévisionnelle des investissements de production électrique (PPI) à l’horizon 2015 examinediverses composantes de la sécurité des approvisionnements électriques : la maîtrise de la demande d’électricité, le recoursaux énergies renouvelables et notamment éolienne, la construction de nouveaux moyens de production tels qu’un réacteurnucléaire EPR fonctionnant en base, des cycles combinés au gaz pour la semi-base et des turbines à combustion au fioul pourles besoins de pointe.

Un nouveau rapport sur la PPI électricité àl’horizon 2015

L’article 6 de la loi du 10 février 2000 relative à lamodernisation et au développement du service public del’électricité prévoit que le gouvernement réalise uneprogrammation pluriannuelle des investissements deproduction électrique (PPI) et transmette un rapport auParlement.

La PPI a pour objectif d’identifier les besoinsd’investissements dans les moyens de production électriqueafin d’assurer la sécurité d’approvisionnement. Elle est latraduction concrète de la politique énergétique dans ledomaine de l’électricité. Conformément à l’ensemble desobjectifs de la loi de programme du 13 juillet 2005, la PPIvise un développement équilibré de la production nationaled’électricité en terme de répartition entre énergies primaires,de techniques de production et d’implantation géographiquedes investissements.

La PPI ne se limite pas à une simple prospective puisque,outre le rapport, elle se traduit par un arrêté du ministre quifixe des objectifs de développement des moyens deproduction. Dans le cas où ces investissements ne sont pasréalisés par les acteurs du marché, le gouvernement peutrecourir à un appel d’offres.

La PPI publiée en 2006 a pour horizon 2015. Elle traite desprincipaux sujets relatifs à la production électrique à savoir :la croissance de la demande, le développement des énergiesrenouvelables, la mise en service d’un réacteur nucléaireEPR en 2012 et le renouvellement du parc de productionthermique classique.

Les principaux résultats de la PPIpubliée durant l’été 2006 sont lessuivants :

- la PPI souligne l’importance de la maîtrise de lademande électrique, plus particulièrement la demande en

période de pointe de consommation qui est notammentsatisfaite par des moyens thermiques émetteurs de gaz à effetde serre et de pollution atmosphérique ;

- la PPI montre qu’il n’y a pas, d’ici 2015, pour laFrance d’autre choix possible que l’éolien pour undéveloppement significatif des énergies renouvelables dansla production électrique. Le scénario central retient undéveloppement de 12,5 GW de capacités éoliennes à la fin2015 ;

- en ce qui concerne les autres énergiesrenouvelables, la PPI identifie un potentiel dedéveloppement de 6 TWh/an pour la biomasse à la fin 2015.La PPI reconnaît un fort rythme de croissance de la

Parc éolien du Cap Corse© Olivier Sébart/Ademe 2002

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Garantir la sécurité des approvisionnements énergétiques et miniersUn nouveau rapport sur la PPI électricité à l’horizon 2015

production photovoltaïque sans néanmoins pouvoirconsidérer que cette production contribuerasignificativement à garantir l’équilibre entre l’offre et lademande d’électricité à l’horizon de la PPI. Enfin, la PPIrappelle le rôle essentiel, dans le système électrique français,de l’hydroélectricité qui représente 12% de la productionélectrique nationale (soit 95% de la production électriqued’origine renouvelable), dont la moitié permet de satisfairespécifiquement les besoins à la pointe de la consommation.La PPI insiste sur la nécessaire prise en compte d’undéveloppement de l’hydroélectricité dans le cadre d’unegestion équilibrée de la ressource en eau ;

- conformément à la loi du 13 juillet 2005, la PPIprend acte de la décision d’EDF de construire un réacteurnucléaire de type EPR à Flamanville en 2012. La productionde ce réacteur contribuera à garantir la sécuritéd’approvisionnement électrique sur la base d’unfonctionnement minimal de 5000 h / an ;

- enfin, la PPI identifie des besoins pour la productionthermique. En effet, plus de la moitié des centrales charbonexistantes devraient être déclassées et les centrales au fiouldevraient voir leur fonctionnement limité afin de satisfaireles obligations de réduction de la pollution atmosphérique.

La PPI indique donc des besoins d’investissements à hauteurde 800 MW en semi-base à fin 2009 et 5200 MWsupplémentaires (dont 2600 MW en semi-base et 2600 MWen pointe) en service en 2015. Pour les moyens de semi-base,la PPI préconise le recours à des cycles combinés à gaz etpour les moyens de pointe des turbines à combustionfonctionnant au fioul, sans exclure la réalisation de stationsde pompage hydraulique qui permettent de pomper de l’eaupendant les heures creuses, pour la turbiner aux heures depointe.

@ Pour en savoir plus :

Les pages d’information sur la PPI 2006

www.industrie.gouv.fr/energie/ppi.htm

Turbine à combustion de Direnon© Frédéric Sautereau/EDF médiathèque

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Garantir la sécurité des approvisionnements énergétiques et miniersLe plan indicatif pluriannuel des investissements en gaz

Le plan indicatif pluriannuel des investissementsen gaz : un diagnostic sur l’adéquation entre noscapacités d’approvisionnement et nos besoinsDans un contexte marqué par l’ouverture des marchés du gaz à la concurrence, par la concentration des grands acteurseuropéens de l’énergie et par la tension sur les prix des hydrocarbures au niveau international, le ministre chargé de l’énergiea remis au Parlement, début 2007, un rapport sur le plan indicatif pluriannuel des investissements en gaz (PIP gaz). Prévu parla loi du 3 janvier 2003 relative aux marchés du gaz et de l’électricité et au service public de l’énergie, ce plan établit undiagnostic sur l’adéquation, à l’horizon 2015, entre l’évolution prévisible de la demande en gaz naturel, sa répartitiongéographique et les capacités d’approvisionnement gazier. Il dresse le constat d’un approvisionnement sécurisé par descapacités d’importation et des capacités de stockage souterrain de gaz naturel importantes, la France restant néanmoins trèsdépendante de producteurs étrangers, puisque plus de 97 % du gaz naturel consommé est importé. Le maintien dans la duréed’une telle situation, satisfaisante, nécessite de renforcer et diversifier les points d’entrée sur notre territoire et notamment pourle gaz naturel liquéfié, et de développer encore nos stockages souterrains.

L’élaboration du premier plan indicatifpluriannuelLe rapport a été préparé au premier semestre 2006 par ungroupe de travail dont la présidence a été confiée àM. Jean-Pierre Falque-Pierrotin, directeur au ministère del’Économie, des Finances et de l’Industrie. Ce groupe,composé de représentants de divers ministères, a auditionnéde nombreux experts du secteur gazier et tenu compte destravaux réalisés par ailleurs, notamment desprogrammations pluriannuelles des investissements pour laproduction d’électricité. Ce premier exercice se donne pourvocation de renforcer la visibilité sur le marché français dugaz naturel à l’horizon 2015.

Les principaux enseignements du PIPgazUne demande en gaz naturel toujours soutenue,notamment pour la production d’électricité...

La croissance de la demande en gaz naturel va connaître,entre 2006 et 2015, un certain infléchissement par rapport àla décennie précédente, mais reste importante encomparaison des autres énergies primaires. Le tassement dela croissance de la demande dans les secteurs résidentiel ettertiaire s’explique en partie par les efforts réalisés enmatière de maîtrise de la demande d’énergie qu’il seratoutefois indispensable d’accentuer. La diminution des

gisements de substitution fioul-gaz contribue également à ceralentissement. Enfin, la hausse récente des prix du gaznaturel est susceptible d’avoir un impact sur la demande, soitpar effet de substitution, soit en constituant une incitationsupplémentaire aux efforts de maîtrise de la consommationénergétique.

Sur cette période, la production d’électricité à partir de gaznaturel se développe de façon importante, représentant unbesoin supplémentaire en gaz naturel de 28,3 TWh, à traversl’implantation prévue de 6 nouveaux cycles combinés à gazentre 2009 et 2015. Ces cycles combinés représentent unepuissance électrique supplémentaire de 2 500 MW. Le tauxde croissance annuel moyen de la demande de gaz naturelpourrait ainsi passer de 3,4% à 2,1%. Cette évolutionreprésente néanmoins un accroissement de la consommationde gaz naturel de 100 TWh entre 2006 et 2015.

... qui rend nécessaire les renforcements des pointsd’entrée sur le territoire.

Malgré des incertitudes sur les futures capacités deproduction de gaz naturel de grands pays fournisseurs,plusieurs facteurs devraient influencer lesapprovisionnements français à l’horizon 2015 pourpermettre de couvrir l’augmentation de la demande de gaznaturel :

- le maintien, voire l’augmentation, du poids desimportations de gaz en provenance de Russie et de Norvège,

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- l’augmentation des capacités d’importation de gazd’Algérie par gazoduc,

- enfin, le rôle grandissant joué par le gaz naturelliquéfié (GNL) dans l’alimentation européenne grâce à despays comme l’Egypte, le Nigeria, le Qatar, voire l’Iran.

Selon le bilan des déclarations des fournisseurs réalisé en2005, la part des contrats à long terme dansl’approvisionnement français rapportée aux volumesimportés est supérieure à 95%. Elle devrait baisser tout enrestant supérieure à 90 % en 2009.

Des marché de gros pour assurer l’ajustement de l’offreet de la demande de gaz...

Le poids de ces contrats dans l’approvisionnement françaisreste ainsi à un niveau élevé, contribuant ainsi à la sécuritéd’approvisionnement. Néanmoins, les marchés de gros,aujourd’hui limités en Europe à l’exception du Royaume-Uni, seront appelés à jouer un rôle de plus en plus importantpour assurer l’ajustement de l’offre et de la demande de gaznaturel.

...des infrastructures d’approvisionnement etd’acheminement adaptées

Concernant le développement des infrastructuresd’approvisionnement, en ne prenant en compte que lesinvestissements aujourd’hui décidés par les opérateurs, laFrance dispose de capacités d’acheminement suffisantespour alimenter les consommateurs dans les conditionshivernales extrêmes réglementaires. Les capacitésexcédentaires existantes sont autant d’options à ladisposition des fournisseurs pour optimiser leurs voiesd’approvisionnement. Elles peuvent également permettre derépondre à une situation de défaillance, technique oucontractuelle, sur un point d’importation.

L’augmentation substantielle de nos capacités d’importationde gaz naturel liquéfié, prévisible d’ici à 2015, devraitfavoriser l’apparition de nouveaux fournisseurs pour laFrance et permettre une mise en concurrence accrue desdifférentes sources de gaz naturel, renforçant ainsi notresécurité d’approvisionnement. Il convient de soulignerl’entrée en service attendue, d’ici la fin de l’année 2007, dunouveau terminal de Fos Cavaou, et l’existence de plusieursétudes prévoyant le développement de nouveaux terminauxen France, (à Dunkerque, au Havre, ou au Verdon), sansoublier le renforcement envisagé du terminal de Montoir deBretagne.


Pour les stockages souterrains, les investissements envisagéspar les opérateurs permettent de couvrir les besoins àl’horizon 2015. Toutefois, à défaut d’un soutien à leursprojets et d’une consolidation de leurs programmesd’investissement, la prise en compte des seulsrenforcements décidés aujourd’hui par les opérateursconduirait à un déficit de capacités en 2009.

Les recommandations du premierrapportL’implication de l’État pour encourager lesinvestissements...

Dans le secteur gazier, les investissements restent du strictressort des acteurs industriels. Cependant, pour favoriser ledéveloppement des infrastructures indispensables pour lasécurité de nos approvisionnements, l’État doit contribuer àrendre le contexte de l’investissement favorable. Il peut parexemple renforcer la visibilité des acteurs en s’attachant à lastabilité des cadres réglementaire et de régulation. Il s’agitégalement de rendre l’investissement plus attractiféconomiquement, en mettant en œuvre les outils d’incitationadéquats.

Tant sur le territoire français qu’aux frontières du marchéeuropéen du gaz naturel, de nombreux développementsd’infrastructures seront susceptibles de contribuer aurenforcement de la sécurité d’approvisionnement française.Parmi les principales évolutions du réseau national, peuventêtre distingués les investissements décidés :

- le renforcement des capacités d’entrée à l’Est(Obergailbach) et au Sud-Ouest (Lacal, Euskadour) ;

Station de comptage d’Obergailbach© Franck Dunouau/Gaz de France



- la mise en service de nouveaux terminauxméthaniers, outre celle toute prochaine de Fos Cavaou ;

- le renforcement du réseau de grand transportfrançais (artère de Guyenne, fusion des zones de transportNord, Est et Ouest) ;

- le développement de nouvelles capacités destockage (optimisation des capacités des stockages aquifèreset salins existants).

Certains de ces développements dépendront également desinvestissements internationaux qui seront amenés à êtreréalisés à l’horizon 2015 et dans lesquels la participationactive des grands opérateurs français peut constituer un gagesupplémentaire pour la sécurité d’approvisionnement :

- le développement de nouveaux sites de production,tant chez les fournisseurs historiques de la France que dansde nouvelles zones géographiques,

- les projets de gazoducs transfrontaliers avecl’Algérie (Medgaz, Galsi), la Russie (NEGP), l’Asie du Sud-Est (Nabucco) ou la Libye (Greenstream).

...en intégrant nécessairement la dimension européenne.

Plus généralement, ce premier exercice souligne le fait queles questions liées à la disponibilité du gaz naturel à l’entréedu réseau français nécessitent un examen à un écheloneuropéen. En effet, dès lors qu’il s’agit des voiesd’importations comme les gazoducs transfrontaliers, ou desperspectives de développement de la production degaz naturel, une approche européenne commune,correspondant à un marché du gaz naturel européen intégré,est souhaitable.

@ Pour en savoir plus :

Le rapport PIP gaz

http://www.industrie.gouv.fr/energie puis rubrique gaznaturel

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Renforcement de l’artère de Guyenne© Franck Dunouau/Gaz de France

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La gestion des stocks stratégiques pétroliersfrançais

L’Agence internationale de l’énergie (AIE) a exprimé un grand intérêt pour l’organisation et la réactivité de la France lors del’examen de sa gestion des stocks stratégiques pétroliers. L’intérêt de disposer d’équipes réduites, travaillant au quotidien surles sujets pétroliers, a été souligné. La réactivité française lors du cyclone Katrina a également été saluée par l’AIE et parl’ensemble des intervenants de l’industrie pétrolière.

Les stocks stratégiques pétroliers sont principalementdestinés à garantir la sécurité d’approvisionnementpétrolière de la France. Le système français présente demultiples facettes qui lui permettent de réagir de manièreadaptée à de nombreuses configurations de crises. Sonpilotage est assuré au quotidien par la DGEMP et le comitéprofessionnel des stocks stratégiques pétroliers (CPSSP) enliaison étroite avec la Société anonyme de gestion des stocksde sécurité (SAGESS), ainsi qu’avec les opérateurspétroliers. La France a fait l’objet d’un audit par l’Agenceinternationale de l’énergie (AIE) en juin 2006 qui a expriméun grand intérêt pour notre organisation et sa réactivité.

L’obligation de stockage stratégique française repose sur lesstocks collectifs acquis par le CPSSP pour environ 70% desquantités et sur les stocks privés des opérateurs pétrolierspour 30%. Ces deux catégories de stocks sont gérées selondes règles et des logiques différentes, ce qui permet de faireappel à l’une ou à l’autre en fonction de l’effet attendu pourrésoudre une crise donnée. Par ailleurs, les stocks sontconstitués de produits finis pour environ 70% et de pétrolebrut pour 30%. Ainsi, en cas de crise, les produits finispeuvent directement pallier les difficultés de distribution auxutilisateurs tandis que le pétrole brut permetl’approvisionnement des raffineries. Au plan géographique,les stocks sont détenus dans de grand dépôts pour une part,de manière à optimiser les coûts de stockage et dans despetits dépôts répartis sur le territoire national d’autre part, demanière à répondre sans délai aux premiers jours d’une crised’approvisionnement. Cette apparente complexité due à lamultiplicité des gestionnaires, au type de produits trèsdifférents, aux localisations multiples, confère en fait ausystème de stockage français une physionomie multiformequi est la garantie pour le gouvernement de disposer d’unoutil souple, réactif et adapté.

Les acteurs du système de stockage stratégique sont peunombreux et bien identifiés. Ils travaillent au quotidien à lagestion des stocks stratégiques. Le CPSSP dont le conseild’administration est composé des principaux intervenants dumonde pétrolier français est l’organisme qui permet ausystème d’avoir une grande cohérence. En liaisonpermanente avec la DGEMP, il contrôle une part primordialedes stocks stratégiques. Il est par ailleurs l’interface entrel’administration et la SAGESS qui possède physiquementenviron la moitié des stocks stratégiques français. Parailleurs, ce système de niveau national est relayé au niveaudes préfectures de zone par le réseau des correspondantspétroliers désignés par les entreprises, qui permet, en cas debesoin, d’assurer une circulation de l’information optimaleet la présence de correspondants techniquement compétentsauprès des décideurs locaux. Le système de gestion descrises traite en particulier des crises pétrolières nationales,quelle que soit leur origine ou leur intensité. Mouvementsocial, incident technologique, aléas climatiques, cherté du

La réglementation de l’AIE en matière de stocks stratégiques

L’AIE demande à chacun de ses pays membres d’entretenir unstocks de produits pétroliers représentant 90 jours d’importationsnettes de l’année civile précédente. Pour cela les états signatairesdu traité font appel à deux grandes typologies d’organisation : lesstocks étatiques (USA, Allemagne) ou les stocks privés (obligationréglementaire faite à chaque entreprise distribuant des produitspétroliers). Le système français amalgame les deux structures, cequi lui permet de disposer d’un large panel de leviers d’action.

Garantir la sécurité des approvisionnements énergétiques et miniersLa gestion des stocks stratégiques pétroliers français


Garantir la sécurité des approvisionnements énergétiques et miniersLa gestion des stocks stratégiques pétroliers français

carburant sont pris en compte dès lors qu’ils peuventprovoquer une pénurie locale. L’ensemble de la chaînepétrolière est devenue en effet un secteur d’activité vitalpour la nation. Ainsi, le système français de gestion descrises, assure la liaison avec le niveau international (AIE), lepilotage au niveau national et relaye les informationsjusqu’au niveau local.

L’audit de la situation française par l’AIE a permis demesurer l’intérêt de disposer d’équipes réduites maistravaillant au quotidien sur les sujet pétroliers, rodés auxprocédures administratives et disposant d’une large palettede solutions, techniques, administratives et géographiquespour faire face avec souplesse et réactivité aux crisesd’approvisionnement qui pourraient survenir et qui sont parnature difficiles à appréhender par avance. La dernièreaction majeure a été la réaction française au cyclone Katrinadans le cadre de l’AIE, qui a été rapide et adaptée,permettant à la France de remplir ses engagements desolidarité internationale. Cette réactivité a été saluée parl’AIE et par l’ensemble des intervenants de l’industriepétrolière. ■

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Garantir la sécurité des approvisionnements énergétiques et miniersLa forte dépendance de l’Europe au gaz russe et la crise russo-ukrainienne

Fin 2005, l’entreprise gazière russe Gazprom demandait uneforte augmentation du prix du gaz vendu à l’Ukraine. Lestensions entre les deux pays ont culminé le 2 janvier 2006avec l’arrêt du transit du gaz russe vers l’Europe ; la Russieaccusant l’Ukraine de détourner du gaz, tandis quel’Ukraine accusait la Russie d’envoyer moins de gaz sur leréseau. La même situation a manqué se reproduire fin 2006entre le Bélarus et la Russie pour les mêmes raisons, mais unaccord a finalement pu être conclu le 31 décembre, justeavant que les menaces d’interruptions des livraisons àl’Europe ne se matérialisent.

Ces crises ont mis en évidence deux points essentiels :

La dépendance de l’Europe vis-à-vis dugaz russeEn 2005, l’entreprise gazière russe Gazprom a fourni 134milliards de m3 de gaz à l’Union Européenne, soit 30% de saconsommation et 50 % de ses importations. Plusieurs Étatsmembres sont particulièrement sensibles aux importationsde gaz russe, allant d’une dépendance importante (plus de lamoitié de la consommation en Pologne, Hongrie,

La forte dépendance de l’Europe au gaz russe

et la crise russo-ukrainienneRépublique Tchèque) à une dépendance totale (Slovaquie,Finlande). Dans la mesure où la Russie possède un tiers desréserves mondiales de gaz, cette dépendance devrait encoreaugmenter dans les années à venir. En effet, à la hausse de laconsommation européenne s’ajoute une baisse inéluctablede sa production interne. Dès lors, la réalisation desinvestissements russes dans la production gazière,nécessaires pour compenser le déclin naturel des grandeszones de production actuelles et pour satisfaire la demandeadditionnelle en gaz, suscite une préoccupation en Europe.

La grande vulnérabilité de l’Europeenvers ses voies d’importation de gazrusseEn dehors de la Finlande, de l’Estonie et de la Lettonie, cesimportations nécessitent de transiter par un pays tiers,l’Ukraine pour environ 70% des importations et le Bélaruspour 30% des importations. Depuis la fin de l’URSS, lesanciennes républiques soviétiques ont bénéficié de prixd’achat du gaz particulièrement avantageux. La Russie ayantsouhaité aligner les prix de vente du gaz sur celui desmarchés européens, l’Ukraine a mis en avant son rôle majeurdans le transit du gaz pour minimiser les hausses de tarif.Après trois jours d’interruption du transit du gaz russe,l’Ukraine a obtenu, in fine, un approvisionnement en gaz(principalement d’Asie centrale) à un prix (95 dollars pour1000 m3) bien inférieur à celui demandé à l’origine parGazprom (230 dollars pour 1000 m3). ■

Les sites de productions Gazprom en Sibérie : le gisement de Zapoliarny© Philippe Dureuil/Gaz de France


Garantir la sécurité des approvisionnements énergétiques et miniersLe plan national d’urgence gaz

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Le plan national d’urgence gaz

La directive 2004/67 du 26 avril 2004 relative à la sécurité d’approvisionnement en gaz naturel prévoit que chaque État membreprépare des mesures nationales d’urgence applicables en cas de crise d’approvisionnement en gaz.

L’arrêté du 27 octobre 2006 relatif aux mesures nationalesd’urgence visant à garantir la sécurité del’approvisionnement en gaz naturel en cas de crise, a pourobjet de doter le Gouvernement des moyens juridiques etorganisationnels permettant de faire face à une ruptureconséquente de l’approvisionnement en gaz du pays. Il posele principe d’un plan national d’urgence gaz à l’instar de cequi existe en matière d’hydrocarbures.

Le plan national d’urgence en matière gazière est déclenchésur décision du ministre chargé de l’énergie dans lesprincipaux cas suivants :

- la rupture ou l’insuffisance des approvisionnementsde gaz, ayant pour origine une tension économique, socialeou politique dans un pays étranger ou un incident techniquesur une installation de stockage, de production, de transportsituée en dehors du territoire national,

- l’impossibilité transitoire ou durable d’assurerl’équi-libre offre demande de gaz naturel sur le marchéfrançais,

- une crise d’une autre nature, ayant des répercussionssur le fonctionnement du système gazier national,

- la participation de la France à la mise en œuvre demesures d’urgence décidées en collaboration avec un ouplusieurs pays de l’Union européenne ou l’Unioneuropéenne.

En cas de déclenchement du plan national d’urgence, unecellule de crise, placée sous l’autorité du directeur généralde l’énergie et des matières premières est réunie sans délai.Outre les représentants des principales administrationsconcernées, elle comporte les correspondants de l’ensembledes gestionnaires d’infrastructure gazières ainsi que desfournisseurs et organismes professionnels gaziers. Cettecellule pilote la gestion de la crise et assure la coordinationdes mesures prises par les opérateurs et la diffusion del’information nécessaire.

Dans le respect du principe de subsidiarité, les premièresmesures d’urgence sont assurées par les opérateurs etl’industrie au niveau local. Si ces premières mesures serévèlent insuffisantes, la cellule peut déclencher la phase 2du plan, où interviennent les mesures d’urgence nationales,telles que le délestage, des plans média visant à diminuer laconsommation de gaz ou encore des réquisitions. Enfin, lecas échéant, la phase 3 du plan peut être déclarée : le groupede coordination gaz de la Commission européenne est alorssollicité, afin que des mesures communautaires soientadoptées, par exemple en faisant jouer la solidaritéeuropéenne.

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Le niveau de prix élevé du pétrole brut, la croissance prévue de la consommation en Europe combinée à la libéralisation dumarché du gaz motivent les compagnies pétrolières et gazières à rechercher et explorer de nouvelles zones en France etnotamment suscitent l’intérêt pour l’exploration de ressources gazières non conventionnelles. Une vingtaine de demandes estactuellement en cours d’instruction.

À la recherche du gaz « non conventionnel »

Depuis 2004, cinq permis couvrant des zones favorables àl’existence de ressources en gaz non conventionnel ont étéattribués en France (un sixième permis devrait l’être en2007). Quatre de ces permis ont pour objectif le gaz decharbon, et un seul le « gaz coincé ».

Les quatre permis à objectif «gaz de charbon» sont détenuspar une compagnie d’origine australienne, European Gas Ltd(seule ou en association) qui en est l’opérateur. Deux puitsexploratoires ont été forés fin 2006, et d’autres sont prévusen 2007 sur un permis situé dans le bassin houiller lorrain.Ces deux puits sont encore en cours d’évaluation, mais lespremières analyses paraissent confirmer l’intérêt de la zone,déjà explorée il y a une quinzaine d’années par deuxcompagnies dont Enron. Les difficultés rencontrées àl’époque (et la faillite d’Enron) avaient empêché une mise enexploitation, mais le contexte est aujourd’hui plus favorable: les techniques ont beaucoup évolué et devraient diminuerl’impact sur l’environnement en réduisant notamment lenombre d’emplacements de forage. Un cas particulierd’exploitation du gaz de charbon est le « gaz de mine »extrait des anciennes galeries de deux concessionsexploitées en France sur le bassin houiller du Nord-Pas deCalais.

Le permis à objectif « gaz coincé » est le permis de Foix,attribué début 2006 à la compagnie canadienne Encana, quiest le plus gros producteur de gaz naturel d’Amérique duNord, et dont environ les trois quarts de la productionprovient de sources de gaz « non conventionnel ». La régionchoisie présente, toutes proportions gardées, des analogiesavec les bassins situés au pied des Rocheuses, d’où provientune grande part du « gaz coincé » américain. L’étudegéologique de la région et les renseignements fournis par lesanciens données (forages et sismique) ont permis à Encanade localiser deux emplacements de forage, qui doivent êtreréalisés début 2007. La suite du programme de travaux seralargement déterminée par les résultats de ces premiersforages.

Qu’est-ce que le gaz « non conventionnel » ?

Le gaz dit «non conventionnel» est, comme le gaz« conventionnel », composé essentiellement deméthane. Le gaz « conventionnel » circulelibrement au sein de la roche-réservoir avant d’yêtre piégé. Il est exploité avec les techniques deforage classiques. Lle gaz « non conventionnel »pour sa part est lui très fortement lié à la roche. Ilnécessite la réalisation de nombreux forages et lamise en œuvre de techniques d’exploitation plusraffinées (en particulier par fracturation, de laroche) donc en général plus coûteuses.En s’intéressant à ce que les techniques actuellespermettent d’exploiter, on peut distinguer deuxgrandes catégories de gaz « non conventionnel » :

- le gaz de charbon communément appelé« grisou » provient de veines de charbon n’ayantpas fait l’objet d’une exploitation minière.

- le gaz des formations géologiquescompactes, c’est-à-dire très peu perméables, dit«gaz coincé». Il s’agit de gaz qui ne se trouve pasdans des gisements à proprement parler, mais quiest piégé dans des formations sédimentaires surune étendue beaucoup plus importante que cellequ’occuperait un gisement classique, même degrande taille.Il y a actuellement de nombreux projetsd’exploitation de ces deux types de gaz dans diverspays, mais les seuls où une production significativeexiste sont pour l’instant les États-Unis, le Canadaet l’Australie. Aux États-Unis la production de gaznon conventionnel, soutenue par des avantagesfiscaux, est en croissance constante et représenteenviron 40 % de la production totale de gaz.

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Garantir la sécurité des approvisionnements énergétiques et miniersÀ la recherche du gaz « non conventionnel »


Puits d’exploration pour le gaz de charbon en Lorraine :l’appareil et une carotte prélevée vers 1000 m de profondeur

© European Gas Ltd

Le gaz non conventionnel en France

Projets d’exploitation deee gaz de charbon

1 - Permis de Bleue Lorraine (Heritage Petroleum, European Gas Ltd)

2 - Permis de Bleue Lorraine Sud (European Gas Ltd)

3 - Permis de Gaz de Gardanne (Heritage Petroleum, European Gas Ltd)

4 - Permis de Gaz de Saint Etienne (Heritage Petroleum, European Gas Ltd)

5 - Demande de Permis de Lons le Saunier (European Gas Ltd)

Titres d’exploitation de gaz de mine

6 - Concessions de Désirée et Poissonnière (Gazonor)

Projet d’exploitation de «gaz coincé»

7 - Permis d’exploration de Foix (Encana France)

: Forages en 2006/2007

Garantir la sécurité des approvisionnements énergétiques et miniersÀ la recherche du gaz « non conventionnel »


Assurer un prix compétitif de l’énergie et des matières premièresL’analyse du marché pétrolier en 2006

L’analyse du marché pétrolier en 2006.2006 a été une année marquée par une nette hausse des cours internationaux et des prix à la consommation. Peu à peu, l’idées’impose que l’énergie pétrolière est une source énergétique limitée dont les prix sont amenés à rester élevés.

Le pétrole, source énergétique limitée,devrait rester cher sur le long termeAvec une moyenne en 2006 de 66,11 dollars par baril ($/b)pour le Brent ICE, les cours du brut progressent de près de20 % par rapport à ceux de 2005 (55,25 $/b) après le bond de50 % constaté en 2005. L’année 2006 voit les prix du pétrolecontinuer à progresser et même atteindre un recordhistorique, le 8 août, à 78,65 $/b. Après ce pic, et enl’absence des ouragans tant redoutés dans le Golfe duMexique, les prix perdent près de 25 % en deux mois.L’OPEP réussit, au quatrième trimestre, à défendre le seuildes 60 $/b, comme prix minimum. Le baril termine l’année à60,86 $/b, soit 2 $/b de plus que fin 2005.

Les fondamentaux auraient pu conduire à des prix plusmodérés en 2006 : le faible accroissement de la demandepermet une progression des stocks et des capacités deproduction disponibles (au sein de l’OPEP). De plus, ladécision sur le dossier du nucléaire iranien est reportée, à denombreuses reprises. Mais les acteurs du marché s’attendantà des difficultés dans les prochains mois ou années, serésolvent petit à petit, à intégrer que le pétrole va rester unesource énergétique limitée, qui doit donc rester chère sur le

long terme. Plus personne ne croit à un prix de long terme de20, 30 ou 40 $/b. Dans ce marché de long terme fortementhaussier, la relative abondance de l’offre immédiate face àune demande anémique permet néanmoins une limitation dela hausse des prix « spot ».

2006 marque le retour du nationalismepétrolierLe retour en force du nationalisme pétrolier, qui marquel’année 2006, accroît la pression à la hausse sur les cours àmoyen terme. La reprise en main initiée par le présidentvénézuélien Hugo Chavez, en 2002, fait tâche d’huile.L’Algérie, l’Equateur et la Bolivie revoient leur législationvoire nationalisent leurs industries pétrolière et gazière. LaRussie remet en cause, pour des motifs fiscaux etenvironnementaux, les projets développés par les sociétésinternationales sur son sol. Ainsi la société BP-TNK doitfaire face à des redressements fiscaux importants, tandisqu’après des mois de tractations, Gazprom reprend à Shell,en décembre, le contrôle de Sakkaline-2, seul projetdéveloppé en Russie entièrement par des capitaux étrangers.

Cours du Brent date (en $/b) et prix à la consommation en France (en c€/l)

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Une offre limitée face à une accélérationde la demandeL’année se termine par une baisse record des stocksaméricains de brut. En effet , entre le 6 octobre et le 29décembre, les stocks commerciaux de pétrole et de produitspétroliers ont baissé de 50 Mb. Il semblerait que la baissedes prix constatée en octobre et novembre ait ravivé lademande atone jusque là.

Année après année, les projections sur l’augmentation de laproduction non-OPEP se révèlent toujours trop optimistes etdoivent, en conséquence, être fortement révisées à la baisse.Il n’existe que l’OPEP pour assurer un peu de flexibilité encas de problème de production (grèves, accidents,sabotages, etc.). De plus, l’industrie doit faire face à undéclin accéléré des zones matures de production (laproduction baisse de0,4 Mb/j (soit - 9 %) entre 2005 et 2006 en Mer du Nord)sans pouvoir compenser cela par des investissements dansdes zones de production qui restent fermées auxinvestissements étrangers (Arabie Saoudite) ou quideviennent de plus en plus difficiles d’accès (Venezuela,Russie). L’Agence Internationale de l’Energie (AIE) indiqued’ailleurs que le fort accroissement en dollars desinvestissements (+ 70 % entre 2000 et 2005) ne correspond,en réalité, qu’à un accroissement en volume de 5 %. Enfin,les sociétés pétrolières doivent faire face à des départs enretraite massifs alors qu’elles n’ont pas formé suffisammentde remplaçants et sont confrontées à des difficultés d’imagepour attirer les meilleurs diplômés. Face à ce manque deressources humaines, les nouveaux projets, qui sont de plusen plus complexes à gérer, sont systématiquement en retard.Les sociétés internationales ont mis l’essentiel de leursmoyens pour essayer, sans grand succès, excepté ExxonMobil, de maintenir leur niveau de production ;ConocoPhilips, BP, Norsk Hydro, Statoil, Total... annoncentqu’elles ne tiendront pas les objectifs de production qu’elless’étaient fixés pour 2006. Il est donc à craindre que laproduction non-OPEP ne progresse plus beaucoup d’ici ledébut de la prochaine décennie. Les projections del’augmentation de l’offre non-OPEP pour l’année 2007commencent déjà à être révisées à la baisse avant mêmel’entrée de l’Angola au sein de l’OPEP, au 1er janvier 2007.L’arrivée de ce douzième État membre, qui aurait dû être leplus gros contributeur de l’augmentation de la productionnon-OPEP en 2007 (+ 0,3 Mb/j), va renforcer le pouvoir demarché de l’organisation et rendre improbables les fortesprojections de hausse de l’offre non-OPEP. Les projections

de hausse (pour 2007 comparée à 2006) de la demandemondiale et de l’offre non-OPEP étaient fin 2006respectivement de 1,4 et 1,7 Mb/j pour l’AIE, de 1,3 et1,8 Mb/j pour l’OPEP et enfin de 1,5 et 1 Mb/j pour leDepartment of Energy américain.

Il est maintenant assuré qu’en 2007 l’augmentation de l’offrenon-OPEP (moins de 1 Mb/j) ne pourra pas couvrir, à elleseule, l’augmentation de la demande mondiale (de l’ordre de1,5 Mb/j).

Depuis 2003, la part de l’OPEP croît et devrait continuer àaugmenter en 2007. L’année 2007 commence ainsi par unedemande qui reprend de la vigueur tandis que l’offre est deplus en plus contingentée par l’OPEP, qui voit les demandesd’adhésion se multiplier. 2007 pourrait donc être uneréédition de l’année 2004, avec une accélération de lademande face à une offre limitée. Le risque est doncimportant que le marché pétrolier se tende progressivementau fil des mois à venir.

Les cotations internationales deproduits pétroliers sur le marché deRotterdamLes cotations internationales, à l’instar de l’évolution ducours du pétrole brut, ont été marquées au cours de l’année2006 par une nouvelle hausse. Leur moyenne annuelle estainsi plus élevée de 17,1 % pour l’essence, 11,7 % pour legazole et 14,5 % pour le fioul domestique par rapport à2005, ce qui en fait une année record.

Comme en 2005, l’année 2006 a été marquée par de trèsnettes fluctuations de la cotation internationale de l’essence,alors que celles des distillats (gazole et fioul domestique) sesont révélées moins nettes bien qu’également orientées à lahausse.

L’année 2006 a débuté aux alentours de 570 $/t pourl’essence, 560 $/t pour le gazole et 550 $/t pour le fiouldomestique. Les deux premiers mois ont permis auxcotations de baisser légèrement pour les distillats et un peuplus fortement pour l’essence qui a perdu environ 90 $/t aucours du mois de février. A partir du mois de mars, lacotation internationale d’essence a entamé une mouvementde nette hausse passant en l’espace de neuf semaines de 533$/t à 729 $/t, soit une hausse de 36,8 %, alors que la haussedu pétrole brut au cours de cette même période s’établissait à20,7 %. Ce mouvement de hausse s’explique par laconjonction de plusieurs facteurs agissant spécifiquementsur l’essence. En tout premier lieu, la baisse importante des



stocks d’essence aux Etats-Unis, principale zone deconsommation d’essence au monde, au premier trimestre afait naître des inquiétudes sur les marchés. Le recul desstocks s’est ainsi établi à près de 25 Mb entre la fin du moisde février et la fin du mois d’avril, soit une baisse deux foisplus importante qu’en 2005, ce qui les situaient à la fin dumois d’avril à 12 Mb de moins qu’en 2005. Le secondfacteur haussier était l’imminence de la « saison desdéplacements », source d’inquiétude chaque année etd’autant plus que le niveau des stocks était bas. Enfin il fautsignaler comme facteur aggravant le changement despécification de l’essence aux Etats-Unis intervenu auprintemps qui a conduit à l’incorporation d’éthanol pourremplacer le MTBE (methyl-tertio-buthyl-ether). Au coursde cette période, la hausse de la cotation d’essence a doncété très forte et a amplifié la hausse du brut en raison defacteurs intervenant spécifiquement sur ce produit.L’essence s’est ainsi situé aux alentours de 720 $/t ce quireprésentait un niveau très élevé sans toutefois dépasser leslimites atteintes en septembre 2005 après le passage deKatrina (772 $/t). Au cours de cette période, les cotations dedistillats, n’étant pas impactées par les facteurs évoquées ci-dessus, ont connu une hausse de l’ordre de 14,5 %, plus enphase avec l’évolution du cours du brut. La cotation degazole à Rotterdam a alors atteint671 $/t à la fin du mois d’avril ce qui représentait un nouveaurecord (le précédent étant de 656 $/t début septembre 2005après Katrina), et le fioul domestique atteignait égalementun nouveau maximum historique à 647 $/t.

À partir du mois de mai, la hausse a été enrayée pour lescotations de produits notamment sous l’effet d’unereconstitution progressive des stocks américains d’essenceet de la reprise de l’activité dans les raffineries américainesaprès une période de maintenance. Les cotations deRotterdam sont alors restées stables pendant environ deuxmois avant que n’intervienne une nouvelle hausse au coursdu mois de juillet, période qui a vu le cours du brut culminerà plus de 78 $/b. La cotation internationale d’essence a alorsenregistré une hausse d’environ 100 $/t entre la fin juin et finjuillet, le marché ayant notamment réagi aux problèmesrencontrés par BP sur son champ pétrolifère de Prudhoe Bayen Alaska. Ce nouveau mouvement de hausse des cotations,la hausse des distillats étant là encore moins importante, aconduit l’ensemble des cotations de produits à Rotterdam àétablir de nouveaux records : 797,6 $/t pour l’essence, 701,4$/t pour le gazole et 647 $/t pour le fioul domestique(moyennes hebdomadaires pour la semaine du4 août pour l’essence et du 11 août pour le gazole et le fiouldomestique).

Après ce pic, les cotations ont alors très fortement reculéentre le mois d’août et le mois d’octobre. La cotationinternationale d’essence qui avait plus fortement augmentéque les distillats a cette fois, parallèlement, davantagebaissé. Divers facteurs se sont conjugués en cette fin d’étépour permettre cette baisse : la fin de la «saison desdéplacements» sans que des problèmesd’approvisionnement ne soient apparus, la forte activité desraffineries qui a permis une nette reconstitution des stocksaméricains qui étaient alors supérieurs aux niveaux des 5années précédentes, ainsi que l’absence d’ouragans dans leGolfe du Mexique. La cotation internationale d’essence aalors plongé, passant de 797,6 $/t début août à 520,6 $/t à lafin du mois de septembre, soit un recul de 34,7 % en 8semaines. La cotation internationale de gazole, pour sa part abaissé de 18,7 % au cours de cette même période et le fiouldomestique de 18,2 %. Après cette chute, les cotations deproduits se sont stabilisées jusqu’à la fin de l’année auxenvirons de 520 $/t pour l’essence et550 $/t pour les distillats.

Après un premier semestre orienté à la hausse, les cotationsinternationales de produits pétroliers à Rotterdam qui ontalors établi de nouveaux records, ont fortement baissé enaoût-septembre pour retrouver en fin d’année des niveauxproches de ceux de l’année précédente (+ 3,5 % pourl’essence, + 4 % pour le gazole, + 2,6 % pour le fiouldomestique).

Les prix des produits pétroliers enFranceLes évolutions des prix à la consommation des carburants etde fioul domestique ont répercuté celles des cotationsinternationales de produits. Les prix moyens annuelss’établissent à 123,68 c€/l pour le SP 95, à 107,75 c€/l pourle gazole et 64,87 c€/l pour le fioul domestique, ce quireprésente des hausses de 6,1 %, 4,9 % et 10,4 %.

Les prix français, qui avaient très fortement augmenté en2005, ont poursuivi cette hausse au cours du premiersemestre sous l’effet de la nette augmentation des cotationsinternationales des produits pétroliers à Rotterdam. Lesconsommateurs français ont cependant bénéficié au cours decette période de l’appréciation de l’euro qui a progressé de7,5 % entre janvier et juin (+10,4 % entre le début et la fin del’année), et a permis d’atténuer la hausse des cotationsinternationales. Les prix des carburants ont ainsi battu aucours de l’année leurs niveaux de 2005 en établissant denouveaux records à 134,07 c€/l pour le SP 95 le 21 juillet et

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113,21 c€/l le 28 avril pour le gazole. Le plus haut niveauatteint par le fioul domestique au cours de l’année 2006 a étéde 69,01 c€/l le 11 août ce qui ne constitue pas un record(69,54 c€/l le 2 septembre 2005). Au cours du secondsemestre, les prix à la consommation ont nettement reculésous l’effet de la baisse des cotations de produits et de lapoursuite de l’appréciation de l’euro face au dollar. Le SP 95a ainsi perdu 17,3 c€/l (- 13 %) entre le 21 juillet et le 29septembre, tandis que le gazole a reculé au cours de cettepériode de 8,7 c€/l (- 8,3 %) et le fioul domestique de7,8 c€/l (- 12,7 %) entre le 11 août et la fin septembre. Aufinal, les prix des produits à la fin de l’année ressortent à117,66 c€/l pour le SP 95, à 102,48 c€/l pour le gazole et à59,7 c€/l pour le fioul domestique, soit des niveauxinférieurs au début de l’année de respectivement 2,7 %, 2,6% et 5,4 %.

■

Au cours de l’année 2006, les prix à la consommation desproduits pétroliers sont restés inférieurs à la moyennecommunautaire et la France reste l’un des pays les pluscompétitifs en ce qui concerne les prix hors taxes.

L’écart de prix entre l’essence et le gazole a été en moyenneplus important qu’en 2005 (15,9 c€/l contre 13,9 c€/l),élément qui conforte la diésélisation du parc automobilenational et donc l’inadéquation entre la production desraffineries françaises et les besoins des consommateurs.

La fiscalité n’ayant pas été modifiée au cours de l’année2006, la part des taxes a encore reculé cette année. Elle sesitue désormais à 64 % pour l’essence, 55,1 % pour le gazoleet 25,1 % pour le fioul domestique, soit des reculs respectifsde 3,7 points, 1,9 point et 0,9 point.

Décomposition du prix des carburants et du fioul domestique (en c€/l)

38,57 44,49 44,16 48,4 43,46 48,58

58,9258,92

41,6941,69

19,1120,27

16,8317,66

9,6210,635,66

5,66

0

20

40

60

80

100

120

140

2005 2006 2005 2006 2005 2006

prix HTT TIPP TVAEssence SP 95

GazoleFioul domestique

116,60123,68

102,68107,75

58,7464,87


Assurer un prix compétitif de l’énergie et des matières premières2006, l’année des records de prix des métaux

2006, l’année des records de prix des métaux

connu lors de la crise de 1991 lorsqu’il avait atteint5400 $/Oz. Enfin, le 15 décembre 2006 le prix du nickelatteignait 35 452,5$/t. Au cours de cette année en moyenneannuelle le cours du zinc s’est apprécié de 137%, celui ducuivre de 84%, celui du nickel de 65%, celui du palladium de59%, pour ne citer que ceux-ci.

Les hausses des matières premières minérales observées en2006 s’inscrivent dans un contexte général de déséquilibrede l’offre par rapport à la demande qui s’est fait jour depuis2003. Alors que les accroissements de l’offre tardent à seconcrétiser, la demande de métaux est restée soutenue en2006. La croissance économique mondiale forte, estiméepour 2006 à +5,1%, et tirée par les pays d’Asie, a soutenu

la demande de métaux. Cette situation a fait régner sur lesmarchés une atmosphère de pénurie, favorisant ainsi lescomportements spéculatifs et la hausse des prix.

La difficulté pour l’offre de répondreaux besoins grandissants de la demandeLa demande soutenue de métaux et la hausse trèssignificative de leurs prix ont conduit à la relance desproductions et des investissements. Toutefois, ces décisionsn’ont pas encore abouti de façon suffisamment significativesur les marchés qui ont été d’une grande volatilité. Ainsidébut mai, le prix du cuivre s’est apprécié de plus de 60% enl’espace de six semaines, avant de reculer de 25% à la fin dumois de juin. La tendance à la hausse des prix a été amplifiéepar les prises de positions spéculatives des investisseurs,encouragés par les bourses de commerce qui ont introduitdes « petits contrats », moins onéreux et plus accessibles auxinvestisseurs privés. Il s’agit de contrats portant sur despetits volumes. Par exemple, pour le cuivre ils sont de5 tonnes au lieu de 25 t tonnes. Le LME et le NYMEX ontintroduit ce type de contrat sur différents métaux.

Dans ce contexte, la relance de la production parl’augmentation des taux d’utilisation des capacitésinstallées, première réaction de l’industrie, n’a pas toujoursété suffisante pour répondre à la pression de la demande. Lamontée en puissance de la production a, en fait, parfois étésource de difficultés techniques ou sociales. Sur le plantechnique les producteurs ont pu rencontrer certainesdifficultés liées à la baisse des teneurs de certains gisementsou encore à des difficultés d’approvisionnement en matériel.En outre, la montée en cadence des productions etl’augmentation de la rente minière ont favorisé ledéveloppement de mouvements sociaux.

La relance de la prospection et le développement de projets« greenfields », c’est à dire n’ayant pas été développésprécédemment, nécessaires à la croissance de la productionmondiale, ont été engagés, mais ne seront opérationnels qu’àterme. Alors que les dépenses d’exploration ne cessent deprogresser, les nouveaux projets miniers se multiplient etvont de la réhabilitation de sites, au développement intégral

Pour la quatrième année consécutive les cours des métaux,mis à part quelques exceptions comme l’éponge de titane etle ferromolybdène, ont enregistré en 2006 des haussessignificatives avec de fortes amplitudes. Certains prix ontatteint des niveaux jamais égalés. Ainsi, le 12 mai 2006 lecuivre atteignait sur le marché au comptant de Londres(LME) 8 785, 5 $/t, le 24 mai 2006, le prix du rhodiumatteignait le maximum de 6 300 $/oz sur le marché libreeuropéen dépassant ainsi le niveau de prix le plus élevé

Évolution des cours en 2006

-50% 0% 50% 100% 150%

FeMn

Ep Ti

FeCr

FeSiMn

Acier (Fe coil)

Cobalt

Etain

Platine

Plomb

Tungstène (minerai)

Aluminium

Or

Antimoine

Palladium

Nickel

Cuivre

Zinc

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de projet en coopération avec plusieurs entreprises. Lesmarchés sont restés très attentifs aux perspectives decroissance de production. Plusieurs projets miniers ont vuleur date d’entrée en production repoussée, ce qui a favoriséla tendance haussière des cours. Cela a été le cas entre autressur les marchés de l’uranium et du nickel :uranium-CigareLake au Canada, nickel - Ravensthorpe en Australie et Goroen Nouvelle-Calédonie.

Alors que dans certains cas, comme pour l’aluminium, ils’agit d’un déficit de l’offre, avec des niveaux de stocksfaibles, pour d’autres marchés la situation est plus complexe.Ainsi pour le cuivre, l’accroissement de l’offre de secondefusion n’est pas parvenue à calmer les tensions existant surl’offre minière.

En revanche, sur le marché de l’éponge de titane, lestensions sur l’offre de 2005 ont généré une telle hausse desprix qu’on assiste en 2006 à un rééquilibrage du marché. Surl’ensemble de ces marchés, la Chine a joué encore cetteannée un rôle déterminant, étroitement surveillé par lesdifférents acteurs.

Les perspectives d’évolution de la demande mondiale demétaux, toujours tirée par la Chine, vont dans le sens d’unaccroissement et l’accès aux ressources devient un enjeufort. Aussi, les opérateurs, publics ou privés, se sont engagésdans des stratégies appropriées. Certains Etats ont choisi dereprendre le contrôle de filières considérées commestratégiques, tel est le cas de la Russie pour la filière titane.Concernant les entreprises, nombre d’entre elles ont choisides stratégies de croissance par fusion et acquisition.

Différents opérateurs sur les marchés de l’acier, du nickel,du titane, de l’aluminium, du cuivre, du plomb et du zinc ontainsi développé des stratégies de croissance, soit parintégration sur la filière ou par diversification du portefeuilleminier.

Dans ce contexte, la DGEMP dispose de systèmes de veille,d’échange et de diffusion de l’information. Elle a recoursà des expertises conduites au moyen du budget d’études.Cette mission de veille et de gestion permanente del’information constitue une priorité pour la DGEMP. Elles’est notamment traduite en 2006 par :

- la participation aux groupes de travail inter-nationaux (Nickel, Cuivre, Plomb-Zinc) qui contribuent pardes échanges d’information entre états à améliorer latransparence des marchés ;

- l’animation des groupes de travail « industrie -DGEMP » dont objectif est de donner à l’industrie lesmoyens d’anticiper les situations à risque par ledéveloppement d’échanges d’information sur des marchésparticulièrement sensibles pour des raisons de disponibilitéou d’usage ;

- la diffusion de l’information destinée auxopérateurs des marchés des métaux au moyen de larevue mensuelle revue Écomine élaborée en collaborationavec le BRGM et mise en ligne sur le site internet de laDGEMP.

@ Pour en savoir plus sur la revue Écomine :www.industrie.gouv.fr/energie/matieres/somm-ecomine.htm

Mittal Acier Arcelor Acier août-06 32,5Xstrata AG Diversifié Falconbridge Ni août-06 18CVRD Acier INCO Ni En cours 17Eramet Ni, Mn, Co Weda Bay Ni, Mn, Co En cours 0,27Barrick Gold Au Nova Gold ressources Au Limité à 15% capital 1,29GoldCorp Au Glamis Gold Au décembre-06 8,5Golf Field Au Western Aeras Au 2,5Kinross Gold Au Bema Gold Au décembre-06 3Lamgold Au Cambior Au septembre-06 3Rosoboronexpor Ti 41% capital VSMPO-AVISMA Ti septembre-06 ndFreeport McMoRan Cu Au Phelps Dodge Cu, Au, Mo En cours 25,9Tatasteel CSN Acier/acier Corus Acier En cours -

substanceAcquereur

Montant transaction en

milliards de dollars

datesubstancecible

■

Exemple de fusions acquisitions dans le secteur minier des métaux non ferreux,pour des opérations dépassant le milliard de dollars

en 2006.



Le prix du cuivre : vers un retourà un niveau plus raisonnable?

Bien que le marché du cuivre n’ait pas été en véritable situation dedéficit, son prix a atteint un maximum jamais enregistré depuis ledébut de sa cotation au LME. Le niveau de la consommationmondiale de cuivre a progressé, en 2006, de 3%, tandis que celuide sa production s’est apprécié de 5,9% contribuant ainsi àrésorber le déficit de l’année précédente. Néanmoins, alors que lemarché tendait vers l’équilibre grâce à l’apport de l’offrede seconde fusion et au fléchissement du niveau des importationschinoises, il est resté vulnérable aux retards annoncésdans les accroissements de production et à la grève surle premier site minier mondial de la« Escondida » au Chili.

Evolution du niveau des stocks et du prix du Cuivre au LME en 2006

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22-m

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08-ju

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12-ju

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28-ju

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01-se

pt-06

19-se

pt-06

05-o

ct-06

23-o

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08-n

ov-06

24-n

ov-06

12-d

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3

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Le nickel : toujours plus haut

Les tensions sur l’offre de nickel ont contribué à la grande volatilitédu marché. Le report à des dates ultérieures de l’entrée enproduction de plusieurs projets dont en Australie, Ravensthorpe eten Nouvelle-Calédonie, Goro, ainsi que des mouvements sociauxont alimenté la tension sur les prix durant cette année et repousséla résorption du déficit du marché à 2008. Alors que le niveau desstocks est faible, la pression de la demande, en hausse de 10 % en2006, tirée par les besoins de l’industrie sidérurgique, entretient latension sur le marché.

Evolution du niveau des stocks et du prix du Nickel au LME en 2006

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ars-06

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Evolution journalière du cours du Nickel depuis 2003

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Assurer un prix compétitif de l’énergie et des matières premièresPour une meilleure compétitivité du prix de l’électricité : les réponses du Gouvernement aux industriels

Pour une meilleure compétitivité du prix del’électricité : les réponses du Gouvernement .

Au cours de l’année 2006, le gouvernement s’est attaché à garantir un prix compétitif de l’électricité. Un ensemble de mesuresvisant cet objectif a été pris par voies législatives et réglementaires.

Le bénéfice des tarifs réglementés del’électricité réaffirmé dans certainesconditionsLe bénéfice des tarifs réglementés de vente de l’électricité etdu gaz a été réaffirmé par l’article 17 de la loi n°2006-1537du 7 décembre 2006 relative au secteur de l’énergie, pour lesconsommateurs d’électricité n’ayant pas encore exercé leuréligibilité. Ce bénéfice s’applique tant que le consommateurn’exerce pas son éligibilité ou ne s’implante pas sur un site(logement, site industriel,...) pour lequel l’éligibilité a déjàété exercée. La décision du Conseil constitutionnel du 30novembre 2006 avait introduit une interrogation surl’applicabilité des tarifs réglementés de vente aux nouveauxsites. Cette question a été traitée grâce à l’article 24 de la loin°2007-290 du 5 mars instituant le droit au logementopposable et portant diverses mesures en faveur de lacohésion sociale, établissant le bénéfice des tarifsréglementés de vente de l’électricité pour les nouveaux sitesjusqu’au 30 juin 2010.

Le tarif réglementé transitoired’ajustement du marchéLes consommateurs professionnels d’électricité ayant choisid’abandonner les tarifs réglementés et de s’approvisionnersur le marché, ont subi une très forte hausse des prix del’électricité depuis 2003, après avoir bénéficié de prixinférieurs aux tarifs juste après l’ouverture du marché del’électricité, en 2000. Afin de leur assurer un prix compétitifde l’électricité, un dispositif de tarif réglementé transitoired’ajustement du marché a été défini. Ce dispositif est unavenant aux clauses de prix des contrats aux prix de marchépour lesquels un client demande à bénéficier du tarif

réglementé transitoire. La demande doit être faite avant le1er juillet 2007. Ils définit donc aussi les clauses de prix pourles contrats conclus postérieurement à la première demande.Il a été introduit par voie d’amendement dans le projet de loirelatif au secteur de l’énergie signée le 7 décembre 2006.

Les entreprises pourront en faire la demande auprès de leurfournisseur avant le 1er juillet 2007. Elles en bénéficierontpour une durée maximale de deux ans. L’arrêté du 3 janvier2007 fixe le niveau de ce tarif qui sera calculé en fonctiondes tarifs réglementés existants et applicables au sitecorrespondant, majoré de :

- 10 % pour les tarifs bleus (raccordements en bassetension dont la puissance souscrite est inférieure à 36 kVA),

- 20 % pour les tarifs jaunes (raccordements enbasse tension dont la puissance souscrite est supérieure à36 kVA)

Qu’est-ce que le tarif réglementé ?

Le tarif réglementé est constitué d’une prime fixecouvrant la mise à disposition de la puissance(moyen de production et réseau électrique) et d’unepart variable dépendant de la consommationélectrique et dont le niveau varie dans l’année (le tarifest horo-saisonnier) : basse en été et haute en hiver.Le tarif réglementé est dit intégré, c’est-à-dire qu’ilprend en compte l’ensemble des composantes liéesà l’alimentation en électricité : production, transport/distribution, fourniture. Il est de plus péréqué auniveau national. Toutes les évolutions tarifaires sontdéfinies par arrêté signé par le ministre en charge del’énergie.


Assurer un prix compétitif de l’énergie et des matières premièresPour une meilleure compétitivité du prix de l’électricité : les réponses du Gouvernement aux industriels

- 23 % pour les tarifs verts (raccordements en hautetension).

Il sera ainsi significativement inférieur aux prix constatésactuellement sur les marchés.

Lorsque les coûts d’approvisionnement de certainsfournisseurs seront supérieurs au tarif réglementé transitoired’ajustement du marché, ils bénéficieront d’unecompensation. Cette compensation sera financée en partiepar la contribution aux charges de service public del’électricité (dans la limite de 0,55 euros/MWh assis surl’assiette de cette contribution), payée par tous lesconsommateurs finals d’électricité, et par une nouvellecontribution due par les producteurs d’électricité exploitantsur le territoire français des installations d’une puissanceinstallée supérieure à 2000 MW, et assise sur le volumed’électricité d’origine nucléaire et hydraulique produit. Lestextes réglementaires correspondants (un décret et deuxarrêtés du 4 mai 2007) ont été publiés au Journal officiel le 5mai 2007.

Le Gouvernement présentera au Parlement, avant le 31décembre 2008, un rapport sur la formation des prix sur lemarché de l’électricité et faisant le bilan de l’application dutarif réglementé transitoire d’ajustement du marché. Au vude ce rapport, il appartiendra au Parlement d’examinerl’éventualité de sa prolongation.

Le dispositif pour les entreprisesélectro-intensivesPar ailleurs, le gouvernement a aussi un dispositif particulierpour les entreprises électro-intensives, qui peuvent seregrouper en consortium pour obtenir des prix pluscompétitifs, en contrepartie d’un engagement sur une longuepériode. Les entreprises électro-intensives les plus grandesconsommatrices d’électricité en France (Alcan, Arcelor-Mittal, Arkema, Air Liquide, UPM, Solvay et Rhodia) ontcréé le consortium Exeltium qui a lancé un appel d’offre auniveau européen, pour une fourniture d’électricité pendant15 à 25 ans. Le consortium Exeltium a vocation à ouvrir soncapital à l’ensemble des entreprises satisfaisant le critèred’électro-intensivité qui désirent y entrer. L’ensemble dumécanisme contribue ainsi à préserver la compétitivité desindustries électro-intensives, fortement soumises à laconcurrence mondiale, assurant ainsi leur pérennité etnotamment le maintien des emplois correspondants sur leterritoire français.

La nomination d’un médiateur del’énergieEnfin, dans la perspective de l’ouverture des marchés del’électricité et du gaz à tous les consommateurs(domestiques et professionnels), la loi du 7 décembre 2006institue un médiateur national de l’énergie, nommé pour sixans par le ministre chargé de l’énergie et le ministre chargéde la consommation. Le médiateur participe à l’informationdes consommateurs d’électricité ou de gaz naturel sur leursdroits. Il est également chargé de recommander des solutionsaux litiges entre les consommateurs domestiques et les petitsconsommateurs professionnels, d’une part, et leursfournisseurs d’électricité ou de gaz naturel, d’autre part. Ilest saisi directement et gratuitement par les consommateursou leurs mandataires. Le médiateur est doté de ses propresservices et financé par la contribution aux charges de servicepublic de l’électricité.

Qu’est-ce qu’une industrieélectro-intensive ?

Une industrie électro-intensive est définie commeconsommant plus de 2,5 kWh pour dégager un eurode valeur ajoutée et dont la puissance consomméeen heures creuses représente au moins 55% de lapuissance maximum.

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Assurer un prix compétitif de l’énergie et des matières premièresL’adoption de nouveaux tarifs d’utilisation des réseaux de transport de gaz naturel

L’adoption de nouveaux tarifs d’utilisationdes réseaux de transport de gaz naturel

La loi du 3 janvier 2003 prévoit que les tarifs d’utilisationdes réseaux de transport de gaz naturel sont décidés par lesministres chargés de l’Économie et de l’Énergie surproposition de la Commission de régulation de l’énergie.Celle-ci a transmis aux ministres, une nouvelle propositiontarifaire, le 13 novembre 2006, applicable aux deuxgestionnaires de réseaux de transport de gaz, GRTgaz etTIGF, filiales respectives de Gaz de France et de Total,considérant que les tarifs précédents adoptés en 2005 étaientconçus pour une période de 12 à 18 mois.

Ces tarifs ont fait l’objet d’une approbation par arrêtéministériel du 27 décembre 2006. Ils s’appliquent à partir du1er janvier 2007.

Comme pour les précédents tarifs, cette proposition a faitl’objet d’une consultation approfondie de l’ensemble desparties prenantes : fournisseurs, clients, gestionnairesd’infrastructures gazières.

La nouvelle proposition tarifaire maintient l’essentiel desprincipes de tarification existants en matière de transport degaz naturel : tarif uniquement proportionnel à la capacitétransportée, de type entrée-sortie (c’est-à-dire nondépendant du chemin emprunté), sur le réseau principal(divisé en 5 zones d’équilibrage) et dépendant de la distanceparcourue sur le réseau moyenne pression, dit réseaurégional.

Toutefois, plusieurs évolutions sont apportées afin de lessimplifier et de proposer des souplesses nouvelles auxutilisateurs. Les principales modifications permettront :

- de renforcer la coordination entre les deuxopérateurs de transport dans la commercialisation descapacités de liaison entre leurs zones d’activité, ce pointétant particulièrement handicapant pour les fournisseurssouhaitant faire circuler du gaz naturel entre ces deux zones ;

- de supprimer la saisonnalisation qui subsistait danscertains termes tarifaires afin d’harmoniser les pratiques desdeux gestionnaires de réseau de transport ;

- de simplifier le tarif en introduisant une péréquationsur les réseaux régionaux : les régions desservies ne serontdorénavant plus impactées par leur éloignement d’un pointd’entrée du gaz naturel sur le territoire.

Pour satisfaire les attentes des utilisateurs de réseaux, deplus en plus nombreux, et concourir à fluidifier le marché,les gestionnaires de réseaux de transport sont égalementautorisés à proposer de nouveaux services commerciaux. Onpeut citer notamment :

- la mise en œuvre du principe « à utiliser ou àlaisser » (Use It Or Loose It, UIOLI) qui permet de remettresur le marché les capacités non-utilisées ;

- la commercialisation de capacités « la veille pour lelendemain » ou de capacités mensuelles interruptibles (surles interconnexions franco-espagnoles), ce qui donne de

Station de compression de Taisnières-sur-Hon© Noël Hautemanière/Gaz de France


Assurer un prix compétitif de l’énergie et des matières premièresL’adoption de nouveaux tarifs d’utilisation des réseaux de transport de gaz naturel

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nouvelles possibilités aux expéditeurs pour acheminer dugaz naturel en fonction d’éventuelles opportunités demarché.

Ces nouveaux tarifs prennent également en compte leschangements importants induits par le développement de laproduction d’électricité centralisée à partir de gaz naturel.Dans la perspective d’une implantation prochaine deplusieurs cycles combinés à gaz à proximité des terminauxméthaniers ou de points d’entrée du gaz, un tarifd’acheminement spécifique est proposé pour ces très grosconsommateurs, tarif qui devrait permettre de minimiser lesrenforcements de réseau nécessaire à leur alimentation.

De plus, pour satisfaire le souhait de pluriannualité destarifs, demandé par les gestionnaires de réseaux, cesnouveaux tarifs introduisent un compte de régularisation descharges et produits (CRCP), permettant de limiter les risquesliés aux aléas sur leurs coûts et revenus (souscription, prix del’énergie) à l’instar de ce qui existe déjà dans le cas du tarifd’utilisation du réseau électrique.

En cohérence avec l’ajustement déjà admis pour les tarifsd’utilisation des réseaux de distribution et des terminauxméthaniers mis en œuvre au 1er janvier 2006, le taux derémunération de base des actifs passe de 7,75 % à 7,25 %.

Outre les améliorations structurelles qu’ils comportent, cesnouveaux tarifs d’utilisation des réseaux de transport,conduisent à une baisse du coût moyen de transport de gaz enFrance de 4,7 % en euro constant.

Le réseau de gaz naturel français va connaître dans lesannées à venir d’autres évolutions importantes, comme entémoignent les volumes des investissements prévus par lesdeux opérateurs GRTgaz et TIGF. Ainsi, dès 2009, les zonesd’équilibrage nord, est et ouest de GRTgaz devraientfusionner ce qui imposera la mise en œuvre d’un nouveautarif d’utilisation des réseaux de transport.

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Assurer un prix compétitif de l’énergie et des matières premièresLe site internet sur les prix des carburants

Le 2 janvier 2007, le ministère de l’Économie, des Financeset de l’Industrie a ouvert au public un site internet affichantle prix des carburants (super sans plomb SP95, gazole puissuperethanol E85, à partir de mai 2007) en temps réel(www.prix-carburants.gouv.fr). La réalisation de ce site aassocié plusieurs services du ministère de l’Économie, desFinances et de l’Industrie (service de la communication,DGEMP, DGCCRF et DAJ) ainsi que l’ensemble desreprésentants des distributeurs de carburants (pétroliers,grande distribution et indépendants).

Cette obligation de déclaration des prix du SP95, du gazolerésulte d’un arrêté du 12 décembre 2006 et s’impose auxstations dont les ventes annuelles de carburant sontsupérieures à 500 m³. Cette déclaration peut se faire viainternet ou par un service vocal interactif qui permettentainsi une actualisation en temps réel de l’affichage pourl’internaute.

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Le site internet sur les prix des carburants

Ce site, qui recense actuellement près de 9 000 stations,permet aux automobilistes de faire jouer la concurrence àproximité de leur domicile, de se fournir au meilleur prix, etainsi d’alléger leur facture de carburant. Il est égalementpossible de consulter, pour les points de vente ayantcommuniqué ces informations, une liste des servicesproposés à l’automobiliste, tels que le gonflage des pneus, lavente de GPL ou de fioul domestique, ou encore la présenced’une station de lavage.

Enfin, il convient de signaler que ce site comporte, outre lesprix et renseignements divers associés à un point de vente,des conseils pour optimiser sa propre consommation ainsique des documents permettant de mieux appréhender lesenjeux actuels de l’énergie et de la consommation decarburants.

La page d’accueil du site internet «Prix des carburants» complétée en avril 2007,par la possibilité de créer un espace personnel répertoriant les stations

choisies par l’internaute.


Préserver la santé humaine et l’environnementLe groupe de travail « facteur 4 » : l’urgence d’agir et la nécessité de R & D

L’objectif de division par quatre des émissions de gaz à effet de serre de la France d’ici 2050 est désormais inscrit dans la loi du13 juillet 2005. Le groupe de travail, dit «Facteur 4 » a été mis en place pour proposer une transition de la société française,sans heurts et réussie aux plans économiques, écologiques et sociaux, vers cet objectif de réduction des émissions. Il a remisses 28 recommandations dans un rapport rendu public le 9 octobre 2006 à Bercy.

Le groupe de travail « Facteur 4 » : l’urgenced’agir et la nécessité de R&D

L’origine du « Facteur 4 »Le Président de la République française, Jacques Chirac,puis la loi de programme du 13 juillet 2005 fixant lesorientations de la politique énergétique, ont arrêté unobjectif pour la France de « division par quatre desémissions de gaz à effet de serre d’ici 2050 », dit « Facteur4 ». Cet objectif peut paraître très ambitieux, alors que latendance actuelle des émissions de ces gaz est à la stabilité,mais il est incontournable pour deux raisons :

- tout d’abord, selon le Groupe Inter-gouvernemental d’Étude sur le Climat (GIEC), il fautdiviser par deux les émissions mondiales de gaz à effet deserre d’ici 2050, de façon que les conséquences duchangement climatique soient tolérables. Or, les paysindustrialisés, qui ont déjà beaucoup émis et qui ont uneéconomie mature, peuvent faire des efforts plus intenses queles pays dont le développement en cours de rattrapagenécessite des besoins énergétiques importants ;

- si l’on se réfère à des critères d’équité, parexemple les ratios tels que les émissions de gaz à effet deserre rapportées au produit intérieur brut (PIB) ou lesémissions de gaz à effet de serre par habitant, la « divisionpar 4 » constitue, pour la France, un effort intermédiaire quiparaît accessible.

La mise en place du groupe de travailLors du Séminaire gouvernemental sur le développementdurable du 23 mars 2005, il a été décidé de créer un groupede travail pour étudier les moyens à mettre en place pouratteindre cet objectif. Le Gouvernement a nommé unéconomiste de renom pour présider ce groupe, Christian deBoissieu, président délégué du Conseil d’analyseéconomique. François Loos, ministre délégué à l’Industrie,

et Nelly Olin, ministre de l’Écologie et du Développementdurable, ont défini la composition du groupe et lui ont donnésa feuille de route : « Nous souhaitons que ce groupe puisseaboutir début 2006 à un compendium des principauxrésultats et des enjeux que vous aurez identifiés, dansl’optique de proposer une transition de la société française,sans heurts et réussie aux plans économiques, écologiqueset sociaux, vers l’objectif de division par quatre ».

La composition du Groupe, 31 membres, a été conçue pourrefléter autant que faire se pouvait les différents acteursconcernés : élus, professionnels, associations, syndicats,administrations, experts.

Le Groupe s’est réuni entre septembre 2005 et juin 2006. Il aauditionné plusieurs experts étrangers de réputationinternationale, y compris l’économiste Sir Nicholas Sternqui a coordonné au Royaume-Uni, quasiment dans le mêmetemps, un rapport sur l’économie du changement climatique.

M. Christian de Boissieu, président du groupe de travail,Richard Lavergne et Jean-Claude Gazeau, rapporteurs

© Philippe Ricard/Minéfi

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Les conclusions du Groupe ont fait l’objet d’un rapportprésenté le 9 octobre 2006 dans le cadre d’un colloqueinternational à Bercy.

Les principaux résultats du groupede travailSix scénarios contrastés ont été examinés par le Groupe« facteur 4 », notamment celui de la DGEMP.L’enseignement immédiat pouvant être tiré de ces scénariosest qu’il existe des « interdits », des « incontournables » etdes « besoins de rupture technologique ». On peut distinguerà ce titre :

Quatre interdits :

- différer la mise en place d’infrastructurescompatibles avec les fortes économies d’énergie à réaliser,notamment dans le bâtiment et les transports,

- consommer de façon importante des énergiesfossiles à des fins thermiques,

- consommer de façon importante des énergiesfossiles pour produire de l’électricité,

- maintenir la prépondérance du pétrole dans lestransports.

Quatre incontournables :

- accroître l’efficacité énergétique dans tous lessecteurs,

- économiser l’électricité en usage « de pointe »,

- modifier structurellement les comportements dansles transports,

- développer l’offre en nucléaire et en énergiesrenouvelables.

Trois besoins de rupture technologique :

- développer les technologies très basses émissionsdans toutes les activités humaines,

- stocker l’électricité et/ou développer les usages del’hydrogène,

- capter et stocker le CO2.

L’urgence d’agir et la nécessité de laR&DIl en résulte deux préoccupations immédiates, malgré unhorizon aussi lointain que 2050. D’une part, l’intérêt d’unemise en œuvre rapide de politiques et mesures quipermettront d’obtenir les « incontournables » de façonprogressive et acceptable ; d’autre part, la nécessité d’uninvestissement dans la R&D, indispensable pour atteindreles ruptures technologiques et, pour la France, d’en obtenirune maîtrise commerciale, le moment venu.

C’est dans ce cadre que le Groupe « Facteur 4 » a formulé 28recommandations de politiques et mesures à prendre dansles plus brefs délais. Le Groupe considère qu’elles devraientêtre toutes suivies, même si elles sont conçues pour que lesdécideurs disposent en général de « curseurs », comme ladate de mise en place, la sévérité d’application ou lacompatibilité internationale de ces diverses politiques etmesures. Ainsi, le rapport « Facteur 4 » a une vocationuniverselle, comme le « Rapport Stern », même si lesexemples cités et le contexte décrit concerne plusparticulièrement la France.

Le Groupe a distingué trois grandes catégories derecommandations :

- recommandations de nature stratégique : cesrecommandations s’attachent à souligner le caractèreindispensable de la pérennité et de la visibilité des politiqueset mesures à mettre en place. S’agissant desrecommandations concernant l’énergie, elles sous-tendent

Séminaire du 9 octobre 2006 à Bercy© Philippe Ricard/Minéfi



qu’une politique en faveur des économies d’énergie est« vertueuse », quel que soit le contexte, et que la promotiondes énergies non fossiles va dans le bon sens ; ellesreconnaissent en outre qu’en matière de « mix » énergétique,le captage et stockage géologique du CO2 constitue uncomplément, incontournable au niveau mondial, pourménager l’usage de certaines énergies fossiles encoreabondantes, telles que le charbon, en attendant la maturité denouvelle filières.

Ainsi, à ce titre, le groupe recommande de compléterl’objectif « Facteur 4 » par un objectif intermédiaire, parexemple à 2020-2025, sur la base d’indicateurs à définir, enliaison avec les acteurs socio-économiques et les partenairesde la France, en tenant compte des progrès techniquespossibles. Cet objectif pourrait être de -25% ou -30% parrapport à aujourd’hui. Il recommande également, entreautres mesures, de concevoir et mettre en œuvre un « Pactenational du Facteur 4 », intégré au niveau européen,permettant à toutes les catégories socio-professionnelles departiciper à l’effort commun de long terme. Il s’agirait derétablir l’équité entre « perdants » et « gagnants » de latransition de l’économie et de la société française vers le« facteur 4 ».

- recommandations sur la cohérence d’ensembledes politiques publiques: ces recommandations visentessentiellement les acteurs des financements publics ainsique l’Union européenne dont la stratégie doit être en phaseavec un enjeu majeur de long terme.

Par exemple, pour la Banque Mondiale et les banquesrégionales de développement, la France, en tant que bailleurimportant de ces institutions, pourrait inciter à ce que celles-ci réduisent les financements relatifs aux énergies les plusfortement émettrices en gaz à effet de serre et privilégient lesinvestissements favorables à l’efficacité énergétique et auxénergies non carbonées.

- recommandations sur la mobilisation généraledes secteurs et des acteurs : ces recommandations, les plusnombreuses, prennent en considération que si le défi du« facteur 4 » est difficile, il n’en est pas moins atteignable, àcondition de se mobiliser à tous les niveaux. Il paraîtindispensable d’obtenir une adhésion très large, à la fois denos concitoyens et des entreprises, ce qui impliqued’engager à grande échelle des actions de formation et desensibilisation, de faire preuve d’exemplarité en ce quiconcerne les pouvoirs publics, mais aussi de mettre enoeuvre toute une panoplie d’instruments économiques etréglementaires. Ainsi, en matière de lutte contre le

changement climatique, la France a clairement choisi d’agiravec détermination et de se présenter au reste du mondecomme un exemple à suivre, en fournissant des exemples desolutions, classiques ou innovantes, que le groupe « Facteur4 » s’est efforcé d’identifier et d’argumenter.

@ Pour en savoir plus :www.industrie.gouv.fr/energie/facteur4.htm

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Préserver la santé humaine et l’environnementLe 2ème plan d’affectation des quotas d’émissions de gaz à effet de serre

Après avoir tiré les enseignements de l’année 2005, première année d’application du plan national couvrant la période 2005-2007, l’année 2006 a été consacrée à l’élaboration d’un deuxième plan pour la période 2008-2012.

Le 2ème plan national d’affectation de quotasd’émissions de gaz à effet de serre pour lapériode 2008-2012

Tout d’abord, la procédure adoptée a été similaire à cellemise en œuvre pour l’élaboration du premier plan,comportant notamment une concertation avec les industrielset les organisations non gouvernementales. Les besoins dequotas de chaque secteur ont été évalués, en tenant comptedes perspectives d’activité et des progrès technologiquestendanciels. Pour la production d’électricité, un scénariospécifique d’équilibre offre-demande a été établi. Lemontant annuel de quotas découlant de ce calcul s’établit à145 millions de tonnes (Mt) de CO2.

Au-delà des installations couvertes par le premier plan, lechamp a été élargi pour couvrir également d’autresinstallations industrielles. Cela correspond à une enveloppesupplémentaire de 9,86 Mt de CO2 proposée dans le projetde plan français. Le projet de plan comprend également lademande de la France d’inclure unilatéralement le protoxyded’azote (N2O) du secteur de la chimie en raison despotentiels de réduction d’émission élevés et à faible coûts. Ilcomporte par ailleurs des dispositions visant à l’utilisation

de crédits en provenance des activités de projet prévues dansle Protocole de Kyoto (crédits délivrés pour des projetspermettant des réductions additionnelles des émissions au-delà de ce que la réglementation, l’équilibre financier, ladisponibilité des ressources ou des techniques auraientimposé) dans la limite de 13,5 % de l’affectation annuelle dequotas prévue pour les installations d’un exploitant et à lasuppression de la mise en réserve entre première etdeuxième périodes. Il est prévu que les quotas affectés soientdélivrés gratuitement aux exploitants.

La Commission européenne a, pour sa part, précisé dans unecommunication du 29 novembre 2006, la méthode àappliquer pour déterminer le niveau d’effort à atteindre parles États membres et fixer le montant total de quotas. Pour laFrance, sur la base des émissions déclarées en 2005, d’untaux de croissance moyen de l’activité de 2,2%, et enretenant une amélioration de l’intensité en CO2 du produitintérieur brut entre 2005 et 2010 de 2,5% pour tenir comptede l’accroissement probable des efforts collectifs

Quotas alloués 150,82 5,69 - 156,51Emissions réelles 131,26 - - -

Prévisions d’après PNAQ1 145,57 - - -Projet Commission européenne 124,18 3,94 9,86 137,99(1) montant prévu dans le projet de plan pour couvrir les besoins des nouveaux entrants sur la période (2) montant supplémentaire pour tenir compte de l’extension du champ entre PNAQ 1 et PNAQ 2

En millions de tonnes de CO2

Tableau comparatif des quotas alloués et des émissions réelles

Période 2005-2007 (PNAQ1)

Période 2008-2012 (PNAQ2)

Montant hors réserve

Réserve nouveaux entrants (1)

Modification champ (2) Total


Préserver la santé humaine et l’environnementLe 2ème plan d’affectation des quotas d’émissions de gaz à effet de serre

d’économies d’énergie et des changements technologiquesprobables d’ici 2010, le montant de quotas à prévoir seraitde l’ordre de 124 MtCO2. Le passage de 145 à 124 induit untaux d’effort annuel en moyenne de 14,5% que l’on appliquede manière différenciée selon les secteurs : 8,9% pour lesecteur de l’industrie et 22,1% moyen pour le secteur del’énergie (27% pour le secteur de la production d’électricité,20% pour le chauffage urbain, 14,2% pour le raffinage).

La France a demandé à la Commission de mener desdiscussions avec l’ensemble des États membres, des expertset des parties prenantes sur la méthodologie employée pourl’évaluation des plans, en particulier sur l’utilisation dumodèle complexe ayant servi à établir ces prévisions dequotas. ■

La demande de la Commission européenne correspond à uneffort supplémentaire considérable pour les entreprisesfrançaises. En effet, la France, qui figure parmi les troispremiers pays européens pour la valeur ajoutée industrielle,est l’un des plus faible émetteur de dioxyde de carbone del’Union européenne, se plaçant au 7ème rang pour le ratiod’émissions par habitant du secteur de l’industrie, et à unniveau inférieur de 20% à la moyenne européenne(8,4 tonnes). Cette performance résulte surtout des effortsdéjà consentis par les secteurs industriel et énergétique.

Le nouveau projet de plan a été établi le 28 décembre 2006selon les demandes de la Commission européenne. Aprèsune nouvelle consultation publique début 2007, laCommission a accepté ce nouveau plan le 26 mars 2007.

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Préserver la santé humaine et l’environnementLa gestion durable des matières et déchets radioactifs

La gestion durable des matières et déchetsradioactifs

La loi du 28 juin 2006, adoptée à l’issue des rapports d’évaluation de l’Office parlementaire, du débat public et d’un débatparlementaire riche et approfondi, permet à la France de se doter d’une organisation pérenne pour la gestion de ses déchetsradioactifs. Elle définit une politique nationale de gestion des déchets et de matières radioactifs, de leur réduction en volume àleur entreposage puis à leur stockage, la réaffirmation de la nécessaire transparence et le renforcement du contrôledémocratique ainsi que les financements et les outils de mise en œuvre adaptés, avec l’extension du rôle de l’Andranotamment.La loi, ainsi que ses décrets d’application élaborés par la DGEMP, en concertation avec les acteurs intéressés, pose un cadre

cohérent de résolution d’un problème essentiel en matièred’énergie nucléaire.Suite aux différents rapports d’évaluation sur les résultats derecherche, aux rapports de l’Office parlementaired’évaluation des choix scientifiques et technologiques(OPECST) et aux conclusions du débat public, le projet deloi a été réalisé sous le pilotage de la DGEMP, chargée dudossier au niveau des services, en coopération avec lesautres administrations concernées. Il a été présenté auConseil des ministres par le ministre délégué à l’Industrie, le22 mars 2006.

L’examen parlementaire a débuté à l’Assemblée nationale enavril 2006. Après une discussion particulièrement riche etconstructive, le texte a pu être amélioré sur des aspectsmajeurs, comme les objectifs pour la nouvelle phase derecherche, le rôle du Parlement après 2006, la notion deréversibilité, les modalités de concertation locale, ledispositif d’accompagnement économique pour lesterritoires concernés, la sécurisation des ressourcesfinancières nécessaires à la gestion des déchets radioactifs etau démantèlement des installations nucléaires. Le projet deloi a été adopté définitivement après une seconde lecture parl’Assemblée nationale le 15 juin dernier et la loi promulguéele 28 juin 2006.

La loi du 28 juin 2006, une architectureen trois points :. La définition d’une politique nationale de gestion desmatières et déchets radioactifs.

Il s’agit tout d’abord de définir un programme de recherchesur l’ensemble des matières et des déchets radioactifs. Pourles déchets de haute et de moyenne activité à vie longue (qui

avaient été spécifiquement couverts par la loi de 1991), lesobjectifs sont les suivants :

- pour le premier axe, relatif à la séparation et latransmutation des éléments radioactifs à vie longue, unbilan sera dressé en 2012 entre les différentes filières detransmutation. En fonction des résultats qui seront obtenusdans le cadre de ce bilan, des prototypes d’installationpourraient être construits à partir de 2020 et une mise enservice industrielle envisagée à l’horizon 2040 ;

- pour le second axe, relatif aux possibilités destockage des déchets en couche géologique profonde, lademande d’autorisation de stockage sera instruite en 2015 etla mise en exploitation du centre de stockage interviendra en2025 (naturellement dans le cas où l’instruction préalableserait favorable) ;

Qu’est-ce que la séparation-transmutation ?

La séparation et la transmutation des élémentsradioactifs est un procédé qui vise à réduire le volumeet la toxicité des déchets en séparant les différentsproduits contenus dans les combustibles usés et entransformant les éléments radioactifs à durée de vielongue en éléments radioactifs à durée de vie pluscourte dans de nouveaux réacteurs nucléaires. Ilsuppose également de développer une nouvellegénération d’usines de traitement.



- pour le troisième axe, concernant l’étude deprocédés de conditionnement et d’entreposage ensurface, la loi prévoit, au plus tard en 2015, la création denouvelles installations ou la modification des installationsexistantes.

La loi prévoit également l’élaboration d’un plan national degestion des matières et des déchets radioactifs révisé tousles trois ans. Ce plan définit les solutions ainsi que lesobjectifs à atteindre ; il organise par ailleurs les travaux derecherche. Le plan est fondé sur les trois axes, considéréscomme complémentaires et qui fixent un schéma deréférence :

- la réduction de la quantité et de la nocivité desdéchets, notamment la réduction à la source, par letraitement des combustibles usés et, dans l’avenir, le caséchéant, par la séparation poussée/ transmutation ;

- l’entreposage comme étape préalable, notammentdans la perspective d’opérations de traitement descombustibles et des déchets ou de stockage des déchets ;

- après l’entreposage, le stockage comme solutionpérenne, en particulier le stockage en couche géologiqueprofonde pour les déchets de moyenne et de haute activité àvie longue, qui ne peuvent pas être stockés en surface ou enfaible profondeur pour des raisons de sûreté nucléaire et deradioprotection.

Lancée en 2003, la réalisation du premier plan a impliqué ungroupe de travail auquel la DGEMP a régulièrementparticipé. Le ministre chargé de l’énergie transmettra cepremier plan au Parlement début 2007.

. Mieux organiser la transparence et le contrôledémocratique

Les objectifs de ce deuxième axe passent tout d’abord par lamodernisation des modalités de fonctionnement de laCommission nationale d’évaluation, commissionscientifique chargée de l’évaluation des recherches, qui voitson indépendance renforcée. En ce qui concerne les déchetsétrangers, la transparence sur leur modalité de traitement etleur entreposage a été renforcée, tandis que l’interdictionde stocker en France des déchets étrangers est maintenueet même clarifiée. Des accords gouvernementaux sontdésormais nécessaires préalablement à l’introduction enFrance à des fins de traitement de déchets radioactifs ou decombustibles usés. Le fonctionnement du Comité locald’information et de suivi (CLIS) placé auprès du laboratoirede Bure a été modifié, sa composition élargie, et saprésidence confiée à un élu, national ou local.

Enfin, la loi a prévu deux rendez-vous parlementaires. Lepremier en 2015, concerne le processus d’autorisation d’unefuture installation de stockage en couche géologiqueprofonde, pour fixer les conditions de réversibilité avantqu’un décret ne puisse l’autoriser. Le second, à plus longterme, pour autoriser la fermeture éventuelle de ce stockage.Le rendez-vous parlementaire prévu à l’horizon 2015 seraprécédé d’une consultation des collectivités territorialesconcernées et d’un débat public.

Séparation-transmutation : le retraitementdes combustibles irradiés : cisaillage, dissolution,

extraction et séparation poussée. Procédé Sanex (premier axe de la loi)© A. Gonin/CEA

Conteneur d’entreposage de combustible usé (troisième axe de la loi)© A. Gonin/CEA

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. Des modalités spécifiques pour l’organisation et lefinancement de la gestion des combustibles usés et desdéchets radioactifs

La loi prévoit tout d’abord la modernisation du dispositifd’accompagnement local. Les Groupements d’intérêt publicvoient leurs missions élargies à la formation et à lavalorisation des connaissances scientifiques et techniques.

Elle effectue par ailleurs une modernisation des missions del’Andra.

Les modalités de financement des trois axes de recherchesont précisées par la loi : sont prévues des conventions etsubventions pour les recherches sur le premier axe, ainsiqu’une taxe additionnelle à la taxe sur les installationsnucléaires de base pour les axes deux et trois.

Afin de réaliser la sécurisation des charges nucléaires delong terme, un régime encadrant les pratiques desexploitants dans ce domaine est créé, avec notamment lamise en œuvre d’un contrôle direct de l’Etat sur lesmodalités d’évaluation et de couverture de ces charges. LaDGEMP assurera le fonctionnement de ce dispositif. UneCommission nationale d’évaluation financière placéesous l’égide du Parlement est en outre créée pour s’assurer

de la pertinence et du sérieux des contrôles mis en œuvre parl’Etat.

La mise en œuvre de la loi du 28 juin2006 engagée dès 2006La DGEMP, en liaison avec d’autres directionsministérielles et l’Autorité de sûreté nucléaire, est chargéede la préparation de l’ensemble des décrets d’application dela loi. À la fin de l’année 2006, dix textes réglementaires,préparés en étroite concertation avec les acteurs concernés,étaient rédigés ou en cours d’élaboration.

Dès 2007, la DGEMP devra assurer le suivi deschangements et de la mise en place opérationnelle desnouveaux dispositifs introduits par la loi du 28 juin 2006. Ace titre, elle sera notamment chargée de la préparation desaccords intergouvernementaux encadrant le traitement decombustibles usés ou de déchets radioactifs en provenancede l’étranger, de l’organisation pratique des modalités depaiement des taxes additionnelles, du contrôle des modalitésd’évaluation et de couverture des charges de long terme parles exploitants nucléaires.

@ Pour en savoir plus, le site internet de la DGEMP

www.industrie.gouv.fr/energie, rubrique énergie nucléaire

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Les scientifiques de l’Andra dans les galeries du Laboratoire de recherchesouterrain de Meuse-Haute Marne (deuxième axe de la loi)

© Véronique Paul Graphix/Andra


Préserver la santé humaine et l’environnementLes derniers développements en matière de sûreté nucléaire européenne

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La DGEMP participe activement aux travauxcommunautaires menés en matière de sûreté nucléaire, dansun but d’harmonisation vers le haut de la sûreté nucléaire ausein des pays de l’Union européenne et de mise en œuvre desefforts nécessaires par les États membres pour gérer, dans lesmeilleures conditions, le démantèlement des centrales et lesdéchets radioactifs.

La question de l’édiction de normes européennes en matièrede sûreté nucléaire sur la base du Traité Euratom est endiscussion devant les instances de l’Union depuis 2002, à lasuite de l’initiative prise par Mme Loyola de Palacio, alorsCommissaire en charge de l’énergie et des transports.Malgré le soutien de la France, cet ensemble de directivesn’a pas recueilli la majorité qualifiée requise au sein duConseil. À l’initiative de la France, ce dernier s’est engagédans la voie de conclusions, en date du 28 juin 2004, suiviespar un « plan d’action « adopté par le groupe des questionsatomiques du 3 décembre 2004. L’échéance de ce plan,fixée à décembre 2006, a été respectée.

Ce plan s’est concrétisé dans les travaux menés pendantdeux années pleines au sein du « Working Party on NuclearSafety » (WPNS) entre experts désignés par les Étatsmembres, répartis entre trois groupes de travail : sûreté desinstallations nucléaires, sûreté de la gestion des déchetsradioactifs et financement des charges de long terme dunucléaire (démantèlement des installations et déchets). LaDGEMP a co-piloté les travaux du groupe consacrés aufinancement.

Les rapports de chacun de ces trois groupes constituent enpremier lieu une synthèse des règles et pratiques en vigueurdans tous les États membres. Ils comportent des propositionsreprises dans un rapport final du WPNS, adopté sousprésidence finlandaise en décembre 2006, et comportant huitrecommandations.

En matière de sûreté des installations et de déchets, cesrecommandations visent à progresser vers l’intégration, dansle cadre d’Euratom des résultats des travaux menés dansd’autres enceintes, principalement les réunions d’examenentre pairs pour les conventions de sûreté de l’AIEA(Agence internationale de l’Énergie atomique), et les

discussions sur les normes de sûreté nucléaires en cours àWENRA (Western Europe Nuclear Regulators Association,« club » des autorités de sûreté européennes ). En ce quiconcerne le financement, le rapport recommanded’examiner la force légale des dispositions financières envigueur dans les États membres, ainsi que de poursuivre lestravaux communautaires sur l’efficacité du fonctionnementsur le long terme des différents systèmes en vigueur.

Il est envisagé la mise en place d’un groupe de haut niveauauprès du Conseil pour suivre la mise en œuvre de cespropositions. La présidence allemande aura pour tâche demettre en œuvre les travaux de ce groupe de haut niveau, et,notamment, de suivre l’élaboration de son calendrier detravail.

Les derniers développements en matière de sûreténucléaire européenne

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Garantir la cohésion sociale et territorialeLa désignation de fournisseurs de derniers recours en gaz naturel

La désignation de fournisseurs de derniersrecours en gaz naturel

La fourniture de gaz de dernier recours a pour but de pallier,au profit des clients non domestiques assurant des missionsd’intérêt général, c’est-à-dire les établissements desécurité, enseignement, santé, autres administrations,une défaillance d’un fournisseur de gaz l’empêchantd’honorer ses engagements contractuels.

Le cadre juridiqueSelon l’article 3.3 de la directive 2003-55 CE du 26 juin2003 relative au marché intérieur du gaz, les États membrespeuvent, dans le cadre des mesures destinées à assurer unniveau élevé de protection des consommateurs, désigner unfournisseur de dernier recours pour les clients raccordés auréseau de gaz.

L’article 16 de la loi n° 2003-8 du 3 janvier 2003 relative aumarché du gaz et de l’électricité et au service public del’énergie dispose que les obligations de service publicimposées aux opérateurs gaziers portent, notamment, sur lafourniture de gaz de dernier recours aux clients nondomestiques assurant des missions d’intérêt général.

Cette disposition a été mise en œuvre à travers trois textesd’application : le décret n° 2004-251 du 19 mars 2004relatif aux obligations de service public dans le secteur dugaz (art. 6), l’arrêté du 30 janvier 2006 relatif à laprocédure d’appel à candidatures afin de désigner lesfournisseurs de dernier recours en gaz naturel et l’arrêté du16 mai 2006 désignant les fournisseurs de dernier recours engaz naturel.

Pour respecter le principe de lacontinuité de fourniture, un dispositif endeux temps :Afin de respecter le principe de la continuité de fourniture, ledispositif retenu prévoit un schéma en deux temps, danslequel deux catégories d’opérateurs sont susceptiblesd’assurer, successivement, cette prestation de dernierrecours.

Pendant les cinq premiers jours de la défaillance dufournisseur initial, les gestionnaires des réseaux de transportsont tenus d’assurer la continuité de fourniture au client enapplication de l’article 6.2 du décret n° 2004-251 susvisé.Cette mission provisoire incombe par conséquent aux deuxgestionnaires du réseau de transport national : GRTgaz etTIGF.

À l’issue de ce délai, si les clients n’ont pas été en mesurede trouver un autre fournisseur, ils peuvent faire appel à unfournisseur de dernier recours habilité pour effectuer laprestation prévue.

Bien entendu, un client confronté à une défaillance de sonfournisseur de gaz resterait libre de faire appel aux autresfournisseurs autorisés à fournir des clients assurant desmissions d’intérêt général en faisant jouer la concurrence.Mais ces derniers ne sont pas tenus de répondrefavorablement à son attente. En faisant appel à unfournisseur de dernier recours, il est en revanche assuréd’obtenir rapidement la prestation attendue à un prixraisonnable, des garde-fous limitant les possibilités dehausse de prix (référence obligatoire aux conditions dumarché et aux caractéristiques intrinsèques de la fourniture).

Quatre fournisseurs de dernier recoursont été désignés pour deux ansAprès appel public à candidatures auprès de tous lesfournisseurs habilités à alimenter des clients assurant desmissions d’intérêt général, le ministre délégué à l’Industrie adésigné, pour deux ans, quatre fournisseurs de dernierrecours présentant les garanties suffisantes au vu de leur planprévisionnel d’approvisionnement et des conditions de leurintervention éventuelle (arrêté du 16 mai 2006). Il s’agit desentreprises suivantes pour leur zones géographiques dedesserte : Gaz de Strasbourg, Gaz de Bordeaux, Vialis(ancienne régie de Colmar), pour le reste du territoirenational : Gaz de France.

Le dispositif sera ensuite adapté aux nouvelles conditions dumarché. ■


Garantir la cohésion sociale et territorialePour une meilleure cohésion sociale, des tarifs sociaux pour le gaz et l’électriicité

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Une nouvelle tarification de solidarité pour le gaz naturel a été créée par la loi du 7 décembre 2006. Les bénéficiaires pourront,sous certaines conditions, à l’instar de ce qui existe déjà pour l’électricité, profiter d’un abattement sur la facture de gaz.

Un tarif de solidarité pour la fourniturede gaz naturel et des services liés créépar la loi du 7 décembre 2006.La loi n° 2006-1537 du 7 décembre 2006 relative au secteurde l’énergie a créé un tarif spécial de solidarité pour lafourniture de gaz naturel et des services liés, à l’instar desdispositions de la loi du 10 février 2000 sur la tarificationspéciale de l’électricité comme produit de premièrenécessité.

Cette tarification spéciale consiste en un abattement quis’applique sur l’abonnement et le prix du kWh de gaz de lafacture d’un consommateur domestique dans la limite d’unplafond de consommation annuelle. L’abattement consisteen une remise en pourcentage sur le tarif réglementé de ventedu gaz naturel. La fourniture de gaz naturel au tarif spécialde solidarité concerne tous les fournisseurs de gaz naturel, etnon uniquement les distributeurs historiques tels Gaz deFrance comme c’est le cas pour le tarif de première nécessitéélectrique.

Les bénéficiaires potentiels, sous conditions de ressources,détenteurs d’un contrat de fourniture de gaz naturel doiventen faire la demande à leur fournisseur.

Ce dispositif s’appliquera également aux consommateursrésidant dans un immeuble d’habitation chauffécollectivement. Dans ce cas là, il s’agira d’une remiseforfaitaire, proportionnelle au nombre de personnes du foyerconsidéré, sous la forme d’un chèque annuel.

Les textes d’application de cette nouvelle dispositionlégislative devraient être adoptés début 2007 et devraientlargement s’inspirer du décret du 8 avril 2004 pris enapplication de l’article 4 de la loi du 10 février 2000, qui amis en place le tarif social de l’électricité.

Pour mémoire, le tarif social de l’électricité est ouvert auxpersonnes physiques titulaires de la couverture maladieuniverselle (CMU), sous certaines conditions de ressources,

La nouvelle tarification de solidarité du gaznaturel

et permet d’obtenir une réduction tarifaire modulée enfonction de la composition familiale du foyer. Lepourcentage de réduction est compris entre 30 et 50 %, ilporte à la fois sur l’abonnement et sur la consommation dansla limite de 100 kWh par mois.

Le décret n°2006-924 du 26 juillet 2006, pris en applicationde la loi du 9 août 2004, institue en outre, pour lesbénéficiaires du tarif social de l’électricité :

- la gratuité de la mise en service et del’enregistrement du contrat ;

- un abattement de 80% du coût d’un déplacementfacturé au client lorsque ce dernier en raison d’un défaut derèglement fait l’objet d’une interruption de fourniture.

Le 18 septembre 2006, au cours des débats sur la loi relativeau secteur de l’énergie, le ministre délégué à l’Industrie aannoncé, devant l’Assemblée nationale, son intention deprocéder à une augmentation des taux de réduction de 20%,portant ces derniers entre 50 et 70%. Le ministre a parailleurs décidé d’augmenter de 100 à 200, le nombre de kWhmensuels sur lesquels s’appliquera la réduction.

Médiatrices de l’Association Médiance 13©Pierre-François Grosjean/Gaz de France

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Garantir la cohésion sociale et territorialeLa mise en place des institutions représentatives du personnel des entreprises électriques et gazières

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La mise en place des institutions représentativesdu personnel au sein des entreprises électriqueset gazières

La loi du 9 août 2004 relative au service public del’électricité et du gaz et aux entreprises électriques etgazières a prévu de permettre à l’ensemble des entreprisesélectriques et gazières, parmi lesquelles Electricité deFrance et Gaz de France, de bénéficier de la faculté deprocéder à des adaptations du droit du travail, réservéeinitialement aux seuls établissements publics à caractèreindustriel ou commercial, pour les conditions de mise enplace de leurs institutions représentatives du personnel.

Un décret a donc été préparé de façon à prendre en comptedes spécificités liées à une histoire de près de 60 ans desindustries électriques et gazières ; c’est le cas notammentpour l’organisation d’élections le même jour dans toutes lesentreprises de la branche. Des dispositions spécifiques sontégalement prévues pour faciliter la mise en place desinstitutions représentatives du personnel dans les servicescommuns d’Electricité de France et de Gaz de France ou deleurs futures filiales pour la distribution d’électricité et degaz. Des délégués du personnel et des comités d’entreprisevont donc être mis en place dans le respect des principesessentiels du droit du travail.

À côté de ces institutions, des commissions du personnelparitaires sont conservées pour le personnel des catégoriesexécution et maîtrise. Elles sont créées pour le personnelcadre des entreprises électriques et gazières. Elles sontchargées d’examiner certains aspects liés à l’application dustatut national du personnel des industries électriques etgazières sur les conditions de titularisation, de classificationou de discipline par exemple. Elles émettent un avis avantque les employeurs ne prennent une décision surl’embauche, la carrière ou la discipline concernant leurssalariés, ceux-ci relevant toujours bien entendu du statutréglementaire du personnel prévu par la loi de 1946.

Deux projets de décrets qui ont été préparés en étroiteconcertation avec les organisations syndicales etprofessionnelles, ainsi qu’avec les services de la directiongénérale du travail au sein du ministère chargé du travail, ontd’ores et déjà été soumis en décembre 2006 au Conseilsupérieur de l’énergie. Ce dernier a émis un avis favorablesur ces projets, sans aucun vote contraire et avec l’abstentionde syndicats qui auraient préféré conservé le système actueld’élections de représentativité, non conforme au droit dutravail. Cesdeux décrets du 11 avril 2007 ont été publiés auJournal officiel le 14 avril 2007.


Maîtriser la demande d’énergieLe lancement des certificats d’économies d’énergie : une dynamique se met en place

Défini par la loi de programme du 13 juillet 2005 fixant les orientations de la politique énergétique nationale, le dispositif descertificats d’économies d’énergie est entré en vigueur le 1er juillet 2006. Tout au long de l’année 2006, de nombreux textesd’application de la loi ont été préparés par la DGEMP, puis publiés au Journal officiel, permettant ainsi la mise en œuvre dudispositif.

La répartition des économies à réaliserpar forme d’énergie et par vendeurd’énergieLe ministre délégué à l’Industrie a fixé un objectif nationald’économies à réaliser pour la première période triennale,allant du 1er juillet 2006 au 30 juin 2009 de 54 milliards dekWh.

Cet objectif d’économies d’énergie est ensuite réparti entreles différentes énergies concernées (électricité, gaz naturel,GPL, chaleur ou froid, fioul domestique) en fonction de leurplace respective dans la consommation finale des secteursrésidentiel et tertiaire puis, pour chaque énergie, entre les2400 vendeurs soumis à des obligations, dénommés ci-après« obligés ».

Qui peut bénéficier des certificatsd’économies d’énergie ?Trois catégories de personnes peuvent bénéficier descertificats :

- les personnes soumises à une obligationd’économies d’énergie,

- les collectivités publiques (État, région,département, commune, ou leurs groupements),

- les autres personnes morales non soumises àobligation (essentiellement les entreprises industrielles oucommerciales) à la condition que leurs actions n’entrent pasdans le champ de leur activité principale et ne leur procurentpas de recettes directes (afin d’éviter la valorisationd’actions sans aucun caractère additionnel par rapport àl’activité économique normale). Ces personnes pourront agirprincipalement en rénovant leur patrimoine. Un obligépourra donc obtenir des certificats en réalisant lui-même desactions. Il peut également choisir de se porter acquéreur de

2006, le lancement des certificats d’économiesd’énergie : une dynamique se met en place

certificats auprès d’autres acteurs qui en possèderaient et leslui proposeraient à un prix qui l’intéresse.

Le dossier à fournirLa liste des pièces à fournir pour l’obtention de certificatsd’économies d’énergie est fixée par l’arrêté du 16 juin 2006.Pour bénéficier de certificats, l’économie minimale doit êtred’un million de kWh cumulés actualisés.

Une centaine d’opérations standardisées

Pour faciliter la mise en œuvre du dispositif des certificatsd’économies d’énergie, tant pour les opérateurs du secteurénergétique dans le montage de leurs actions, que pour lesservices de l’État en charge de la délivrance des certificats,des documents techniques de référence appelés « opérationsstandardisées » d’économies d’énergie ont été élaboréesentre les experts professionnels regroupés par l’Associationtechnique énergie environnement (ATEE) et ceux del’ADEME. Ces documents ont été soumis pour validation auministre chargé de l’énergie, présentés au Conseil supérieurde l’énergie, puis arrêtés et publiés au Journal officiel.

Définition des kilowattheurescumulés actualisés (kWh « cumac »)

Les kWh « cumac » sont des kWh économisés durantla durée de vie conventionnelle fixée d’un équipement,corrigé d’un coefficient d’actualisation annuel de 4%.Ainsi, un congélateur de classe A+, permettantd’économiser 50 kWh par an pendant une durée de viede 10 ans, se verra attribuer 420 kWh« cumac ».

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Près d’une centaine d’opérations standardisées ont ainsiété définies en 2006, dans des domaines d’activité différents(résidentiel, tertiaire, industrie, réseaux de chaleur, de froid,d’éclairage et transports).

Le registre national des certificatsd’économies d’énergieLa procédure de délégation de service public relative à latenue du registre national des certificats a été menée par laDGEMP en 2006, afin de désigner le teneur du registre.C’est la société Locasystem International à Paris qui a étéchoisie. Le registre sera opérationnel dans le courant dupremier semestre 2007. Les certificats d’économiesd’énergie sont exclusivement matérialisés par leurinscription dans ce registre.

Les premiers certificats délivrés ennovembre 2006Le 18 novembre 2006, le ministre délégué à l’Industrieremettait les premiers certificats d’économies d’énergie, àÉlectricité de Strasbourg pour un montant d’environ 15millions de kWh. Ces certificats résultent de l’action menéepar Électricité de Strasbourg auprès de ses clients pour la

Achat Vente

Opérations standardiséesL’ATEE propose des opérationspuis l’ADEME expertise cespropositions.

Minéfi-DGEMPfixe les objectifs d’économies et lesrépartitions entre vendeurs, valide etarrête les opérations standardisées.

Préfets-DRIREdélivrent les certificats

Collectivités locales, gestionnaires HLM etc..- peuvent obtenir des certificats en contrepartie des économies réalisées. - ces certificats peuvent être vendus sur le marché.

Vendeurs énergie (obligés)- obligation d’économies d’énergie - encourent des pénalités financières s’ils n’ont pas rempli leurs objectifs d’économies - peuvent acquérir des certificats sur le marché, évitant ainsi les pénalités (2c€/kWh).

Marché des certificats (registre)Zone d’échange

Consommateurs d’énergie-les fournisseurs d’énergie impulsent diverses actions d’économies d’énergie auprès des consommateurs-les consommateurs réduisent leur facture d’énergie (les particuliers peuvent bénéficier de crédit d’impôt).-les fournisseurs d’énergie obtiennent des certificats.

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rénovation de leur mode de chauffage, en investissant dansun chauffage électrique économe et performant (pompe àchaleur) associé à un bâti de qualité, caractérisé par unniveau d’isolation optimum (toiture, murs, fenêtres).

Depuis, trois autres sociétés ont obtenu des certificatsd’économies d’énergie en novembre et décembre 2006 cequi porte à 274 millions de kWh, l’économie d’énergieglobale et représente environ 0,5 % de l’obligation totale.Ces sociétés sont Électricité de France et Elyo Suez ÉnergieServices pour des dossiers instruits à la Drire Ile de France etet Soregies, à la Drire Poitou-Charentes.

L’ensemble du dispositif est maintenant en place pourpermettre à tous les acteurs concernés et intéressés des’engager dans des actions d’économies d’énergie. L’année2007 devrait voir un nombre croissant de demandes decertificats d’économies être déposées auprès des services del’État.



Les textes d’application de la loi du 13 juillet 2005 publiés en 2006 permettantle lancement de la procédure des certificats d’économies d’énergie

. le décret n°2006-600 du 23 mai 2006 relatif aux obligations d’économies d’énergie dans le cadre du dispositif des certificats d’économiesd’énergie, pris en application de l’article 14 de la loi ;. le décret n°2006-603 du 23 mai 2006 relatif aux certificats d’économies d’énergie, pris en application de l’article 15 de la loi ;. le décret n°2006-604 du 23 mai 2006 relatif à la délégation de la tenue du registre national des certificats d’économies d’énergie, pris enapplication de l’article 16 de la loi ;. l’arrêté du 30 mai 2006 relatif aux modalités d’application du dispositif de certificats d’économies d’énergie précisant la nomenclature àutiliser pour les déclarations de ventes annuelles aux consommateurs finals du secteur résidentiel et tertiaire, la règle de calcul applicable aumontant total des ventes de fioul domestique aux consommateurs finals pour déterminer le montant des ventes au secteur résidentiel ettertiaire, le coefficient de pondération dégressif pour les économies d’énergie réalisées au cours des années suivant la première année de vied’un produit ou d’un service, le seuil d’économies d’énergie pour le dépôt d’une demande de certificats d’économies d’énergie (1 000 000 dekilowattheures « cumac ») ;. l’arrêté du 19 juin 2006 fixant la liste des pièces d’un dossier de demande de certificats d’économies d’énergies ;. l’arrêté du 19 juin 2006 définissant les opérations standardisées d’économies d’énergie ;. La circulaire du 18 juillet 2006 relative à la délivrance des certificats d’économies d’énergie ;. l’arrêté du 26 septembre 2006 fixant la répartition par énergie de l’objectif national d’économies d’énergie pour la période du 1er juillet 2006au 30juin 2009 ;. les arrêtés du 27 septembre fixant les obligations individuelles d’économies d’énergie ;. l’arrêté du 19 décembre 2006 définissant les opérations standardisées d’économies d’énergie ;. deux dispositions législatives complémentaires, les articles 35 de la loi de finances rectificative et 51 de la loi n°2006-1537 du 7décembre 2006 précisent que les pénalités dues ne sont pas déductibles des impôts et définissent les sanctions en cas de non-déclaration deventes.

@ Pour en savoir plus : le dossier d’information sur les certificats d’économies d’énergie régulièrement mis à jour.

www.industrie.gouv.fr/energie/certificats.htm

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Maîtriser la demande d’énergieLe renforcement de la réglementation dans les bâtiments

Afin de sensibiliser les consommateurs à l’importance quereprésentent les consommations énergétiques des bâtiments,l’obligation de fournir un diagnostic de performanceénergétique (DPE) lors de l’achat, de la location ou de laconstruction d’un bâtiment ou d’une partie de bâtiment a étéinstaurée par les articles L.134-1 à L.134.5 du code de laconstruction et de l’habitation.

Le DPE, qui doit être établi par un professionnel, permettrapar exemple au candidat acquéreur d’un logement :

- d’être informé sur les caractéristiquesthermiques (chauffage, eau chaude sanitaire) du bien qu’ilsouhaite acquérir, sur ses consommations d’énergie et surl’estimation des coûts liés aux consommations ; l’estimationdes consommations d’énergie est établie sur la base d’undiagnostic effectué selon une méthode approuvée ou sur labase des consommations constatées sur trois ans ;

- d’être sensibilisé à la lutte contre l’effet de serre,par l’évaluation de la quantité d’émission de gaz à effet deserre (en kg CO2 /m2) induite par la consommationénergétique du logement.

Des étiquettes énergie et CO2 spécifiques aux bâtiments sontinsérées dans le DPE. Elles permettent de classer leslogements en fonction de leurs performances énergétiques etde leurs émissions de CO2 sur une échelle de sept classes (Aà G) pour le résidentiel et de 9 classes pour les bâtiments dusecteur tertiaire (services, bureaux, commerces hôpitaux...).

Ces estimations ne sauraient constituer une garantiecontractuelle pour le futur acquéreur, car les consommationsréelles dépendent principalement des conditions d’usage dulogement. Elles permettront cependant une comparaisonobjective de la qualité des logements et bâtiments mis à lavente. Enfin, grâce aux recommandations de travaux quiaccompagnent le DPE, le futur acquéreur sera incité àréaliser des économies d’énergie.

Le décret n° 2006-1147 du 14 septembre 2006,d’application de ces dispositions, a été publié au Journalofficiel du 15 septembre 2006.

L’arrêté d’application pour les bâtiments ou parties debâtiment mis à la vente a été publié à la même date. L’arrêtéau 3 mai 2007 applicable aux bâtiments à usage d’habitationproposés à la location a été publié le 17 mai 2007. L’arrêtérelatif aux constructions neuves sera publié ultérieurement.

Ainsi, à compter du 1er novembre 2006 et en métropole, lespromesses de vente des parties de bâtiment doivent-elles êtreaccompagnées d’un diagnostic de performance énergétique.Les arrêtés relatifs aux DPE pour la location et pour laconstruction neuve seront publiés ultérieurement.

Le renforcement de la réglementation dans lesbâtiments : le diagnostic de performanceénergétique (DPE)

Des étiquettes « énergie et CO2 » pour quels usages ?

Les étiquettes «bâtiment», incluses dans le DPE, viennentcompléter les dispositifs existants d’étiquetage énergétiqueobligatoire pour les appareils électroménagers tels que lesréfrigérateurs, lave-linge, sèche-linge, fours, climatiseurs,ainsi que l’étiquetage relatif aux émissions de CO2 desvéhicules proposés à la vente, rendu obligatoire depuis le1er juin 2006.Instruments d’information particulièrement efficaces,l’étiquetage énergétique et l’étiquetage CO2 remplissentdeux objectifs : sensibiliser les consommateurs àl’importance des consommations énergétiques et desémissions de gaz à effet de serre des produits et apporterdes éléments de comparaisons permettant aux acheteurs deprocéder à des choix éclairés.

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Maîtriser la demande d’énergieLe renforcement de la réglementation dans les bâtiments

La nouvelle réglementation thermiqueRT 2005 s’applique aux bâtiments

neufs.

Trois nouveaux textes parus en 2006 renforcent ledispositif.

La loi de programme fixant les orientations de lapolitique énergétique du 13 juillet 2005 a repris l’objectifdu plan climat 2004 de division par 4 des émissions deCO2 du secteur du bâtiment à l’horizon 2050. Pourfaciliter la réalisation de cet objectif, le Gouvernement asouhaité renforcer les exigences de la réglementationthermique élaborée en 2000 dite « RT 2000 ».. Le décret n° 2006-592 et l’arrêté du 24 mai 2006ont précisé les mesures relatives aux caractéristiquesthermiques des bâtiments nouveaux et des partiesnouvelles de bâtiments. Outre des exigencesrenforcées, la nouvelle réglementation thermiqueaméliore de 15% la performance énergétique desbâtiments, valorise la conception bioclimatique desbâtiments pour diminuer leurs besoins de chauffage etassurer un meilleur confort d’été. Elle prend mieux encompte les énergies renouvelables .. Le label Haute performance énergétique. Leslabels volontaires « haute performance énergétique »(HPE) et« très haute performance énergétique » (THPE) définispar l’arrêté du 27 juillet 2006 relatif au contenu et auxconditions d’attribution du label « haute performanceénergétique », viennent compléter la réglementationthermique 2005. Ils sont attribués aux constructionsdont les consommations énergétiques sontsensiblement inférieures aux consommations deréférence de la réglementation. Ils vont permettre ainside tester les solutions qui devront constituer la futureréglementation thermique 2010.

Le label « haute performance énergétique » (HPE)correspond à une consommation conventionnelled’énergie inférieure de 10% à la consommationconventionnelle de référence de la RT 2005.

Le label « très haute performance énergétique »(THPE) correspond à une consommationconventionnelle d’énergie inférieure de 20% à laconsommation conventionnelle de référence de la RT2005.

Le livret de développement durable

Dans sa volonté de mobiliser l’épargne en faveur dudéveloppement durable et des travaux d’économiesd’énergie dans les logements, le Gouvernement a crééun livret de développement durable qui a pris effet au1er janvier 2007. Il est régi par les articles L221-27 etL221-28 du code monétaire et financier, précisés par ledécret 2007-161 du 6 février 2007 qui fixe notamment leplafond de dépôt à 6 000 € et l’arrêté du 6 février 2007 quifixe notamment les conditions d’utilisation des fondscollectés.Le livret de développement durable remplace le Codévi(compte pour le développement industriel). Son plafondde dépôt a été porté de 4600 à 6000 euros. Il estrémunéré à 2,75% et les intérêts ne sont pas soumis àl’impôt.

Indépendamment du financement du développement desPME qui sera poursuivi, les dépôts collectés au titre dulivret de développement durable permettront d’octroyerdes prêts visant à réaliser des travaux d’économied’énergie dans les logements construits depuis plus dedeux ans.

Peuvent bénéficier de ces prêts, les particuliers, lescopropriétés, les personnes physiques qui exercent uneactivité professionnelle de nature industrielle,commerciale, artisanale ou non commerciale, ou uneactivité agricole. Par ailleurs, les travaux doivent êtreréalisés dans des logements collectifs ou individuels àusage d’habitation principale ou secondaire. Leséquipements éligibles sont ceux visés à l’article 200quater du code général des impôts relatif au créditd’impôt en faveur des économies d’énergie et dudéveloppement durable.

L’encours du financement des travaux d’économiesd’énergie doit atteindre 2% de l’actif total des fondscollectés à compter du 1er janvier 2008, 5 % à compter du1er janvier 2009 et 10% à compter du 1er janvier 2010.Cette montée en puissance des fonds consacrés à lamaîtrise de l’énergie et au développement des énergiesrenouvelables travaux devrait apporter une contributionsignificative aux économies d’énergie dans les bâtiments.

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Maîtriser la demande d’énergieL’énergie est notre avenir, économisons-la !

L’énergie est notre avenir, économisons-la !

La sensibilisation du consommateur à la maîtrise de l’énergie est un des axes de la loi de programme du 13 juillet2005 fixant les orientations de la politique énergétique. L’article 27 de cette loi est venu enrichir le code del’Environnement (article L.224-1) de la possibilité de prescrire aux entreprises vendant de l’énergie ou desservices énergétiques l’obligation de promotion de l’incitation aux économies d’énergie dans leurs messagespublicitaires.Le gouvernement a décidé de mettre en œuvre cette possibilité, qui trouve toute sa légitimité dans le contexteactuel de tensions durables sur les prix de l’énergie.Les textes d’application de l’article L.224-1 du code de l’environnement, le décret 2006-1464 du 28 novembre2006 et l’arrêté de la même date, ont été publiés au Journal officiel les 29 et 30 novembre 2006.En vertu de ces nouvelles mesures, après le 1er mars 2007, tout message publicitaire en faveur des entreprisesvendant de l’énergie ou des services énergétiques, quel qu’en soit le support, doit comporter une mentionobligatoire rappelant au consommateur que l’énergie doit être économisée :« L’énergie est notre avenir, économisons-la ! ».En complément des campagnes d’information du grand public engagées depuis 2004 par le ministère délégué àl’Industrie et l’ADEME, cette mesure marque un changement d’échelle dans la sensibilisation desconsommateurs.

L’affichage de l’étiquette informative concernantla consommation énergétique des appareilsélectroménagers est obligatoire en Europe

depuis 1995© Joël Jaffre/Ademe 2000


Maîtriser la demande d’énergieUn nouveau contrat d’objectif entre l’État et l’Ademe

L’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie(ADEME) assure pour le compte de l’État , la mise en œuvrede la politique de maîtrise de l’énergie et de développementdes énergies renouvelables. Interlocuteur et partenaire dugrand public, des entreprises et des collectivités territoriales,elle assure la démultiplication des actions par l’animation etla contractualisation avec des partenaires relais.

Le précédent contrat de plan entre l’État et l’Agence, a étésigné en juin 2001 pour la période 2000-2006. Il a connu unerévision à mi-parcours en septembre 2004. La concertationentre les services de l’Agence et ceux de l’État, menée toutau long de l’année 2006, a abouti à la signature, le 21décembre dernier, d’un nouveau contrat d’objectifs sur unepériode plus courte (2007-2010), jugée plus adaptée à uncontexte évolutif.

En effet, dans un cadre législatif nouveau marqué par la miseen œuvre de la loi organique relative aux lois de finances(LOLF), de la loi de programme du 13 juillet 2005 fixant lesorientations de la politique énergétique, du plan climat 2004et de sa première actualisation, le contrat repositionnel’Agence, par rapport à l’émergence aux niveaux national etinternational, des problématiques liées à la maîtrise del’énergie, au changement climatique et au développementdurable.

L’énergie constitue un domained’activité prioritaireLe contrat confirme la vocation de l’Agence comme unestructure d’expertise au service des politiques publiques etde soutien à des opérations de démonstration. Le contratdécrit l’activité de l’ADEME et affiche des priorités pardomaine. L’énergie en constitue aujourd’hui le domaineprépondérant (140 M€ contre 70 M€ pour les déchetsdans le budget 2007 de l’Agence), et les actions prioritairesdans ce domaine sont :

- l’effort particulier dans le domaine du bâtiment endirection des maîtres d’ouvrage et de la profession, afin depromouvoir les économies d’énergie et de susciter ledéveloppement de bâtiments basse consommation ;

Un nouveau contrat d’objectifs entre l’État etl’Ademe

- la mobilisation en faveur des petites et moyennesentreprises intensives en énergie afin de leur proposer dessolutions en matière d’utilisation rationnelle de l’énergie ;

- la mise en œuvre d’un plan spécifique « chaleurrenouvelable » afin de contribuer aux objectifs de la loi du13 juillet 2005. Ce plan passe notamment par unrenforcement des actions sur les filières d’équipementsthermiques dans le collectif, un accent maintenu sur la filièrebois énergie et le soutien à la géothermie ;

- le soutien au déploiement des filièresrenouvelables dans le domaine de l’électricité ;

- l’appui au développement de véhicules propres et àune organisation du transport optimisé (plan dedéplacement, études sur le fret...) ;

- le développement de services en matièred’efficacité énergétique ainsi qu’un appui aux pouvoirspublics pour la mise en œuvre d’outils financiers ou demarchés (livret climat, certificats d’économie d’énergie).

En matière de recherche, le contrat précise le rôlecomplémentaire de l’Agence par rapport à l’AgenceNationale de la Recherche (ANR) et à l’Agence del’Innovation Industrielle (AII).

L’action sur le thème de la communication est accentuée parla poursuite et le renforcement de la campagne desensibilisation du grand public sur les économies d’énergieet par une augmentation significative des espaces « infoénergie » en région.

Le nouveau contrat d’objectifs démarre concomitammentavec les nouveaux contrats de projet État - Régions (CPER2007-2013) dans lesquels une part majoritaire des créditsd’intervention de l’Agence vient s’insérer. Ces actionsconjointes permettent des effets de leviers mais exigent unevigilance locale et une articulation toujours plus étroite entreles délégations régionales de l’ADEME et les servicesdéconcentrés de l’État .

Ce contrat présente enfin un appareil de suivi complet avecun ensemble d’indicateurs. Le respect du contrat et sa bonnemise en œuvre seront évalués annuellement par un comité adhoc. Ainsi conçu et suivi, ce contrat d’objectif sera unvéritable outil de pilotage de l’Agence. ■

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Diversifier le bouquet énergétiqueLe nouvel appel d’offres pour la production d’électricité à partir de biomasse

Le nouvel appel d’offres pour la production d’électricité à partir de biomasse comporte de nouvelles dispositions favorisant lavalorisation de la chaleur cogénérée, le recours à la biomasse « fatale », et s’adressant également à des installations depetites et moyennes capacités. Il répond en ce sens aux deux objectifs de la loi de programme du 13 juillet 2005 fixant lesorientations de la politique énergétique française, le recours accru aux énergies renouvelables et l’amélioration de lavalorisation de la chaleur fatale.

Le nouvel appel d’offres pour la productiond’électricité à partir de biomasse

Dans le cadre de la programmation pluriannuelle desinvestissements de production électrique (PPI), les capacitésde production attendues par filière à l’horizon 2010/2015,ont été fixées par arrêté du 7 juillet 2006. Un objectif de1000 MW a été fixé pour la filière biomasse. Lorsque lesinvestissements prévus ne sont pas réalisés par les acteurs dumarché, le Gouvernement peut lancer des appels d’offres.

À ce titre, un nouvel appel d’offres pour la productiond’électricité à partir de biomasse ou de biogaz a été lancé parpublication au Journal Officiel de l’Union Européenne(JOUE) du 9 décembre 2006. Il est ouvert pour unepuissance cumulée de 300 MW répartie en deux tranches :

- l’une de 220 MW pour des installations depuissance strictement supérieure à 9 MW,

- l’autre de 80 MW pour des installations depuissance supérieure ou égale à 5 MW et inférieure ou égaleà 9 MW.

Les projets devront être mis en service avant le 1er janvier2010.

Parmi les nouveaux critères d’éligibilité :

. Le seuil minimum de puissance a été réduit à 5 MWe :l’appel d’offres est ouvert à des projet de petite puissance cequi facilitera la recherche de débouchés pour la chaleurcogénérée.

. La mobilisation de ressources inexploitées estrecherchée pour limiter les conflits d’usage. Le cahier descharges prévoit en particulier, qu’en casd’approvisionnement en biomasse sylvicole, le porteur deprojet devra recourir majoritairement à de la biomasse issuede forêt sous forme de plaquettes forestières obtenuesnotamment à partir de rémanents d’exploitation. À cette fin,chaque candidature qui sera soumise pour instruction à laCommission de régulation de l’énergie (CRE) devracomporter, sous peine de rejet, un dossierd’approvisionnement comprenant l’avis du Préfet deRégion.

. Un rendement d’au moins 50% encourage la valorisationla plus complète possible de la ressource pour la productiond’électricité et de chaleur (cogénération).

Les candidats disposent de huit mois pour la remise desoffres, à compter de la date de publication de l’avis d’appeld’offres au JOUE, soit jusqu’au 9 août 2007. Ce délai, unpeu plus long que pour l’appel d’offres précédent, a étéintroduit pour que les candidats puissent élaborer leur pland’approvisionnement et saisir préalablement le Préfet deRégion. Celui-ci donnera son avis dans un délai maximal dequatre mois. Cet appel d’offres apportera une contributionsignificative aux objectifs fixés dans la loi de programme du13 juillet 2005 fixant les orientations énergétiques. Grâce àl’obligation de cogénération, ce sont ainsi deux objectifs dela loi qui sont simultanément visés : le recours aux énergiesrenouvelables permettant d’atteindre le taux de 21 %d’électricité d’origine renouvelable et l’augmentation de50 % de la chaleur d’origine renouvelable d’ici 2010. ■

Centrale d’électricité produite à partir de l’exploitation du biogaz du centred’enfouissement technique SECODE à Boves (Picardie)

© Roland Bourguet/Ademe 2002


Diversifier le bouquet énergétiqueDe nouveaux tarifs d’achat pour l’électricité verte « verte »

De nouveaux tarifs d’achat pourl’électricité « verte »

La production d’électricité à partir d’énergies renouvelables ou par cogénération contribue à la diversification du bouqueténergétique de la France. Parmi les mesures mises en place pour assurer le développement de telles filières, l’obligationd’achat de l’électricité produite est une mesure phare. De nouvelles conditions tarifaires ont été mises en place en 2006.

L’électricité « verte », élément dubouquet énergétique de la France.La diversification du bouquet énergétique de la France estune composante fondamentale de la politique énergétique dela France, inscrite dans la loi de programme du 13 juillet2005 fixant les orientations de la politique énergétique. Enmatière d’électricité, cette diversification doit notammentpermettre d’atteindre l’objectif indicatif d’une productionintérieure d’électricité d’origine renouvelable de 21 % de laconsommation intérieure d’électricité totale à l’horizon2010. En matière de production de chaleur, ledéveloppement des énergies renouvelables thermiques doitpermettre, d’ici à 2010, une augmentation de 50 % de laproduction de chaleur d’origine renouvelable.

L’obligation d’achat de l’électricité« verte »L’obligation d’achat de l’électricité produite à partird’énergies renouvelables et de cogénération est l’un desinstruments de la mise en œuvre de cette politiqueénergétique et constitue l’un des principaux mécanismes desoutien en faveur des énergies renouvelables. Ce dispositif,défini par l’article 10 de la loi du 10 février 2000 relative à lamodernisation et au développement du service publicd’électricité, oblige EDF et les distributeurs non nationalisés(DNN) à acheter l’électricité produite par les installationsutilisant des énergies « vertes » sous certaines conditionsdéfinies par la loi et ses textes d’application. Ainsi, des tarifsd’achat spécifiques ont été mis en place dans le cadre d’uncontrat dont la durée est liée à la durée de vie de cesinstallations de production.

Des conditions d’achat mises en placedès 2001Peuvent notamment bénéficier de l’obligation d’achatd’électricité, les installations dont la puissance est inférieureà 12 MW et qui produisent de l’électricité à partir desénergies renouvelables (énergie hydraulique, énergie solaire,énergie éolienne, biomasse, biogaz, géothermie) ou parcogénération. Á partir du 14 juillet 2007, les installationséoliennes pourront, quelle que soit la puissance installée,bénéficier de l’obligation d’achat si elles sont situées àl’intérieur d’une zone de développement de l’éolien (ZDE).Les installations qui produisent de l’électricité parvalorisation de déchets ménagers ou assimilés peuventégalement bénéficier de l’obligation d’achat, sans limitationde puissance. Pour ces différentes filières de productiond’électricité, les tarifs d’achat de l’électricité produite ontété fixés par des arrêtés parus dès 2001.

Electrification photovoltaïque d’habitat en site isolé en Guadeloupe© Roland Bourguet/Ademe 1999

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2006, année de révision des premierstarifs d’achatL’article 36 de la loi du 13 juillet 2005 a précisé lesconditions d’établissement des tarifs d’achat par desinstallations bénéficiant de l’obligation d’achat. Lelégislateur a ainsi posé le principe d’une limite objectivedans la détermination des tarifs d’achat, qui ne doivent pasoffrir de rente injustifiée aux producteurs.

Ces dispositions législatives ont conduit la DGEMP àréexaminer les arrêtés tarifaires filière par filière. Une largeconcertation des différents acteurs et représentants desprofessionnels concernés a été menée, par notamment laconstitution de groupes de travail spécifiques par filière.L’analyse des coûts de référence, menée par la DGEMP en2004, ainsi que le plan pluriannuel des investissements deproduction électrique pour la période 2005-2015 ontégalement été prises en compte dans les réflexions.

La méthodologie générale suivie pour réexaminer les arrêtéstarifaires a consisté à évaluer la rentabilité globale desinstallations et à proposer, pour chaque filière, un niveautarifaire qui permet d’atteindre le taux de rentabilité minimalacceptable par les investisseurs. Outre l’évaluation de larentabilité des installations, la DGEMP s’est égalementattachée à proposer des mesures de simplification des tarifs.

Ainsi, pour chaque filière, la DGEMP a défini plusieursinstallations de référence auxquelles sont associés des coûtsd’investissement, coûts d’exploitation et de maintenance etdurée annuelle de fonctionnement. La rentabilité globale deces installations est évaluée en tenant compte des risquesinhérents à l’exercice de leur activité, mais également de lagarantie de la vente de l’électricité produite à un tarifdéterminé sur l’ensemble de la durée du contrat. Dessimulations de l’évolution de la rentabilité globale desinstallations en fonction du tarif d’achat ont été effectuéesafin de déterminer le niveau du tarif qui permet à cesinstallations d’atteindre une rentabilité globale acceptablesur la durée du contrat.

De nouvelles conditions d’achat ont ainsi été définies dansles arrêtés du 10 juillet 2006 pour les filières éolienne,solaire, géothermie et biogaz.

Enfin, des modèles indicatifs de contrat d’achat par filièreont été approuvés par le ministre délégué à l’industrie le 16novembre 2006 pour la filière biogaz, le 11 décembre pourla filière éolienne et le 22 décembre 2006 pour la filièresolaire.

Les autres filièresPour les filières hydraulique et biomasse, de nouvellesconditions d’achat ont été proposées par la DGEMP. Unepublication des arrêtés tarifaires correspondants est prévuedébut 2007.

Pour la filière cogénération gaz, une mesure qui permet derépercuter partiellement les évolutions du prix du gaz dans letarif d’achat de l’électricité produite, déjà mise en œuvrepour la période de fonctionnement 2005-2006 a étéreconduite. Cette modification des conditions tarifaires a étémise en œuvre par la modification de la loi du 10 février2000 introduite par l’article 82 de la loi du 30 décembre2005 de finances pour 2006 et confirmée par l’article 21 dela loi du 7 décembre 2006 relative au secteur de l’énergie.

Ainsi, avec la publication des nouvelles conditions tarifairespour la filière hydraulique et biomasse prévue début 2007,s’achèvera le processus de réexamen des tarifs d’achat del’électricité produite par les installations bénéficiant del’obligation d’achat.

La rénovation des installationsbénéficiant de l’obligation d’achat

L’article 10 de la loi du 10 février 2000, dans sa rédactionissue de l’article 33-5° de la loi du 9 août 2004, prévoit queles installations de production d’électricité par valorisationdes déchets ménagers, par cogénération ou qui utilisent desénergies renouvelables ne peuvent bénéficier qu’une seulefois d’un contrat d’obligation d’achat. Cette dispositionrépond à une demande de la Commission européenne qui aexaminé le régime français de l’obligation d’achatd’électricité d’origine renouvelable au regard des règlesrelatives aux aides d’État. Le Gouvernement, comme lesparlementaires, ont alors considéré qu’il était impératif de seconformer à cette demande afin d’assurer la sécuritéjuridique du régime de l’obligation d’achat en faveur desénergies renouvelables et de la cogénération.

Cependant, afin de pérenniser le développement des filièresde production d’électricité à partir de sources d’énergierenouvelables, un dispositif permettant de considérer lesinstallations de production qui font l’objet de rénovationsimportantes comme des installations nouvelles, qui pourrontbénéficier de l’obligation d’achat a été mis en place. Tel estl’objet du décret du 7 septembre 2005 relatif à la rénovationdes installations de production électrique sous obligation



d’achat. Ainsi, est considérée comme mise en service pour lapremière fois, une installation ayant fait l’objetd’investissements dont le montant et la nature correspondentà des critères fixés par arrêtés des ministres chargés del’économie et de l’énergie pour chacune des filières del’obligation d’achat.

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Des garanties d’origine pour l’électricité renouvelable et la cogénération

Le système des garanties d’origine vise à promouvoir l’électricité produite à partir d’énergie renouvelable ou par cogénération. Iltranspose en droit français les directives européennes n°2001/77/CE du 27 septembre 2001 relative à la promotion del’électricité produite à partir des sources d’énergie renouvelables sur le marché intérieur de l’électricité et n°2004/8/CE du 11février 2004 concernant la promotion de la cogénération sur la base de la demande de chaleur utile dans le marché intérieur del’énergie.Lle décret n°2006-1118 du 5 septembre 2006 relatif aux garanties d’origine de l’électricité produite à partir de sources d’énergierenouvelables ou par cogénération, met en place un dispositif qui permet aux producteurs concernés, ou à l’acheteur del’électricité, lorsqu’elle fait l’objet d’un contrat d’achat, de bénéficier d’une attestation qui garantit qu’une production est bienissue d’une source renouvelable ou produite par cogénération. La délivrance des garanties d’origine est assurée par lesgestionnaires des réseaux de transport et de distribution d’électricité. La garantie d’origine est inscrite sur un registre national etpubliée sur le site internet du réseau de transport d’électricité. En outre, un contrôle est exercé par les gestionnaires des réseauxqui proposent à cette fin l’habilitation d’agents chargés du contrôle aux préfets de région.La délivrance d’une garantie d’origine est un service dont le coût est à la charge du demandeur.

Pour la filière hydraulique, ces critères sont fixés dansl’arrêté du 7 septembre 2005. Pour les filières cogénérationet installations d’incinération d’ordures ménagères, il s’agitdes arrêtés du 16 décembre 2006.

@ Pour en savoir plus : www.industrie.gouv.fr/energierubrique électricité

Filière Tarifs Durée Principales évolutionsdu contrat

Énergie Métropole : 30 c€/kWh, + prime d'intégration au bâti 20 ans - Augmentation de 100 % du tarifphotovoltaïque de 25 c€/kWh. - Ajout d'une prime à l'intégration au bâti

Corse, DOM, Mayotte : 40 c€/kWh, + prime d'intégration au bâti de 15 c€/kWh.

Énergie Éolien terrestre : 15 ans - Incitation à maximiser la production sur un siteéolienne Métropole : 8,2 c€/kWh pendant 10 ans, - Ajout d'un tarif d'achat pour l'éolien en mer

puis entre 2,8 et 8,2 c€/kWh pendant 5 ans selon - Suppression du seuil de 1500 MW de puissanceles sites. cumulée en FranceDOM et Mayotte : 11 c€/kWh.

Éolien en mer : 13 c€/kWh pendant 10 ans, 20 anspuis entre 3 et 13 c€/kWh pendant 10 ans selonles sites.

Biogaz Entre 7,5 et 9 c€/kWh selon la puissance + 15 ans - Fusion des arrêtés biogaz et méthanisationprime à l'efficacité énergétique comprise entre - Augmentation du tarif de 50 %0 et 3 c€/kWh, + prime à la méthanisation de - Suppression des contraintes sur la disponibilité2 c€/kWh. et la puissance garantie

- Augmentation de la prime à l'efficacité énergétique

Géothermie Métropole : 12 c€/kWh, + prime à l'efficacité 15 ans - Revalorisation du tarifénergétique comprise entre 0 et 3 c€/kWh - Suppression des contraintes sur la disponibilitéDOM et Mayotte : 10 c€/kWh, + prime à et la puissance garantiel'efficacité énergétique comprise entre 0 et 3 c€/kWh - Augmentation de la prime à l'efficacité énergétique

Les principales conditions tarifaires définies dans les arrêtés tarifaires du 10 juillet 2006

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Diversifier le bouquet énergétiqueDe nouvelles perspectives pour l’hydroélectricité

L’année 2006 a été l’occasion de remettre l’hydroélectricité sur le devant de la scène énergétique. Tout d’abord, un rapport surles perspectives de développement de la production hydroélectrique a été remis au ministre de l’Économie, des Finances et del’Industrie, rappelant les avantages de ce mode de production d’électricité, évaluant son potentiel de développement etproposant certaines dispositions pour encourager le développement de cette filière. De nouvelles conditions d’achat del’électricité produite par les petites installations hydrauliques ont par ailleurs été définies. Enfin, un rapport d’expertise portantsur les modalités de renouvellement des concessions hydrauliques a été remis au ministre délégué à l’Industrie avant lapréparation de nouveaux textes réglementaires.

De nouvelles perspectives pour l’hydroélectricité

Les perspectives de développement de laproduction hydroélectrique en FranceLe ministre de l’Économie des Finances et de l’Industrie ademandé à M. Fabrice Dambrine, haut fonctionnaire dedéveloppement durable du ministère, avec l’appui desservices de la DGEMP, de mener une analyse du potentiel dedéveloppement de l’hydroélectricité dans uneproblématique d’optimisation globale du système électriqueet dans le souci de la préservation des milieux aquatiques.Un groupe de travail rassemblant les principales partiesprenantes de la production hydroélectrique en France a étéconstitué. Ce rapport, présentant la synthèse des travaux dugroupe de travail, a été remis au ministre, en mars 2006.

Des mesures pour relancerl’hydroélectricitéCe rapport propose toute une série de mesures concrètespour relancer la production hydroélectrique en France,notamment :

- la réalisation d’un inventaire détaillé du potentielhydroélectrique qui sera lancé en 2007,

- une évaluation de la pertinence des regroupementsde concession, actuellement en cours,

- la poursuite de mécanismes incitatifs au dévelop-pement des petites installations hydroélectriques.

Les atouts de l’hydroélectricitédans le paysage électrique

Il rappelle les avantages intrinsèques de l’hydroélectricité quifondent son importance dans le système énergétique : C’estune énergie renouvelable, non émettrice de gaz à effet deserre et qui met à disposition du système électrique, uneréelle capacité de stockage et de modulation de la puissance.

Un potentiel d’environ 7 TWh/an d’ici 2015, comparé à la production hydraulique moyenne annuelle, del’ordre de 70 TWhLe rapport met en évidence un potentiel de développementdes installations hydroélectriques évalué à 7 TWh/an d’ici2015 dont :. 4,6 TWh pour les projets neufs (1,9 TWh pour desinstallations de puissance comprise entre 20 et 50 MW,1,7 TWh de petite hydroélectricité et 1 TWh de pico-hydraulique),. 2 TWh par optimisation des installations existantes,. 0,4 TWh par le turbinage des débits réservés.

Barrage de Tignes© Johann Rousselot/EDF médiathèque



Un nouveau tarif d’achat del’électricité produite par les petitesinstallations hydrauliques.Le dispositif de l’obligation d’achat de l’électricité produiteà partir d’énergie renouvelable constitue un moyen incitatiffort pour le développement des énergies renouvelables et enparticulier de l’hydroélectricité. Ce régime permet auxexploitants d’installations de moins de 12 MW de bénéficierd’un contrat d’achat de l’électricité qu’ils produisent à untarif d’achat fixé par les ministres chargés de l’économie etde l’énergie.

L’article 36 de la loi du 13 juillet 2005, a précisé que le tarifd’achat doit prendre en compte les coûts d’investissement etd’exploitation évités par les acheteurs, et intégrer une primedirectement liée à la contribution de l’électricité livrée, à laréalisation des objectifs précisés à l’article 1er de cettemême loi . Cela valorise pour l’hydroélectricité lesavantages liés à la capacité de modulation de la production.

La DGEMP a lancé un ensemble de travaux visant àl’élaboration de nouveaux tarifs qui devraient paraître début2007.

Vers de nouvelles règles pour lerenouvellement des concessionshydroélectriquesLa loi du 16 octobre 1919 relative à l’utilisation de l’énergiestipule que « nul ne peut disposer de l’énergie [...] des coursd’eau sans une concession ou une autorisation de l’État ».

En France, les installations hydroélectriques représententune puissance installée de 25,4 GW, dont 399 concessions(i.e. puissance unitaire de l’installation supérieure à4,5 MW) qui représentent plus de 95% de la puissance totaleinstallée. Ces concessions ont été, la plupart du temps,attribuées pour une durée de 75 ans, à l’issue de laquelle lesbiens de la concession font retour à l’État qui peut alorsdécider de renouveler la concession. Le renouvellement desconcessions hydroélectriques est un enjeu important pourl’État qui souhaite tirer le meilleur parti de ces installationsen terme énergétique (puissance installée, capacité demodulation), économique (afin de tirer bénéfice de cesinstallations amorties) et environnemental (énergierenouvelable non émettrice de gaz à effet de serre) àcondition de limiter l’impact des ouvrages sur les milieuxaquatiques.

Pour les fournisseurs d’électricité, le renouvellement desconcessions est un moyen d’acquérir, ou de conserver, desmoyens de production qui présentent des avantagesparticuliers. Nombreux sont donc ceux qui envisagent de seporter candidat à la reprise des concessionshydroélectriques. Il s’agit donc pour l’État de mettre enplace un dispositif qui permettent de traiter au mieux cesdifférents enjeux.

D’ores et déjà, la loi du 16 octobre 1919 relative àl’utilisation de la force hydraulique, a été modifiée par la loide finances rectificative de 2006 et la loi sur l’eau et lesmilieux aquatiques :

. les amendes punissant les infractions aux règlesapplicables aux entreprises hydroélectriques ont été revues àla hausse ;

. le droit de préférence dont bénéficiait le concessionnairesortant lors du renouvellement de la concession a été abrogé.Ce droit permettait au concessionnaire sortant d’obtenir àson avantage le renouvellement de la concession s’ilacceptait de faire sienne la meilleure des propositions descandidats à la reprise de la concession ;

. la loi a instauré, pour les concessions renouvelées, uneredevance proportionnelle au chiffre d’affaires qui permetà l’État de tirer bénéfice des installations amorties.L’attribution d’une fraction de cette redevance auxdépartements compensera la mise en extinction du dispositif,aujourd’hui obsolète, de l’énergie réservée qui imposait auconcessionnaire de fournir avec un rabais de 25% unecertaine quantité d’énergie à des bénéficiaires désignés parle Conseil général ;

. enfin, la loi a mis en place un droit d’entrée dû par lerepreneur de la concession et qui permettra de compenser lesfrais engagés par l’État à l’occasion du renouvellement de laconcession, notamment le remboursement auconcessionnaire sortant de la part non amortie desinvestissements réalisés en fin de concession.

Le ministre délégué à l’Industrie a confié au Conseil généraldes Mines, à l’Inspection générale des Finances et auConseil général des Ponts et Chaussées, une missiond’expertise sur le renouvellement des concessionshydroélectriques. Cette mission a confirmé le caractère dedélégation de service public des concessionshydroélectriques et a proposé une procédure de mise enconcurrence :

. l’État lance un appel à candidature sur la base descaractéristiques générales de la concession mise en

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concurrence : biens de la concession, droit d’entrée,redevance minimale, contraintes d’exploitation ;

. les candidats doivent remettre une offre proposant, le caséchéant :

- des améliorations sur le plan énergétique (inves-tissements, modalités d’exploitation, ...) ;

- une proposition de taux de redevance que leconcessionnaire accepte de verser à l’État et qui correspondà un juste partage entre l’État concédant et leconcessionnaire des bénéfices tirés des installationsexistantes et de la force hydraulique et enfin

Captage du cours de l’Allier au P.C.H. de LangeacDéveloppement local

© Olivier Sébart/Ademe 1995

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- des propositions sur le plan environnemental quidoivent permettre de limiter l’impact de l’exploitation surles milieux.

. les offres sont analysées par l’État qui choisit en fonctionde critères énergétiques, économiques et environnementauxle candidat admis à présenter la demande de concession quiest ensuite instruite suivant les modalités actuelles (étuded’impact, enquête publique, ...).

La procédure de mise en concurrence sera précisée dansles textes d’application de la loi du 16 octobre 1919(décret relatif à la concession des ouvrages utilisantl’énergie hydraulique et cahier des charges types desentreprises hydrauliques concédées) dans le courant del’année 2007.

@ Pour en savoir plus : www.industrie.gouv.fr/energie/rubrique électricité

Le rapport sur les perspectives de développement de laproduction hydroélectrique en France

L’obligation d’achat de l’électricité produite par desénergies renouvelables

Le rapport sur le renouvellement des concessionshydroélectriques.


Diversifier le bouquet énergétiqueL’éolien a vu ses capacités tripler entre 2004 et 2006

Éoliennes sous la neige© Régis Lombart/prix Ser

Le développement spectaculaire del’éolien en 2006La direction générale de l’énergie et des matières premières(DGEMP) a interrogé les préfets début 2006 pour connaîtrela situation de l’éolien dans leurs départements. À nouveau,2006 connaît une nette accélération du développement del’éolien français. En effet, entre le 1er février 2005 et le 1erfévrier 2006, 202 permis de construire, représentant unepuissance de 1230 MW, ont été délivrés. Ces projetsautorisés s’ajoutent aux 1500 MW accordés entre le 1erfévrier 2004 et le 1er février 2005, plaçant ainsi la Franceparmi les leaders européens de l’éolien en terme de marchéannuel. Le ratio des permis refusés sur les permis accordésse stabilise autour de la barre des 30%. Ces refus restentmotivés principalement par des considérationsenvironnementales.

Alors que l’on dénombrait 566 demandes de permis deconstruire en cours d’instruction au 1er février 2005, pourune puissance s’élevant à 3198 MW, leur nombre s’élève unan plus tard à 661, soit 4651MW. Le déploiement de l’éoliense poursuit à l’est et au centre de la France. Douze nouveauxdépartements voient ainsi des projets éoliens émerger pourla première fois.

Au total on dénombrait, début octobre 2006, 1300 MWinstallés contre 366 MW fin 2004.

La révision du tarif d’achat del’électricité éolienne2006 a vu également la révision du tarif d’achat del’électricité éolienne, y compris pour l’éolien off-shore.Tous les tarifs de l’obligation d’achat ont été révisés enapplication de l’article 36 de la loi n° 2005-781 du 13 juillet2005 de programme fixant les orientations de politiqueénergétique. La structure des tarifs de l’arrêté du 10 juillet2006 pour l’éolien terrestre a été adaptée pour que, sur unsite donné, les opérateurs soient incités à maximiser la

production en investissant dans les machines les plusperformantes.

Le déploiement de l’éolien en mer, amorcé par la sélection àl’appel d’offres du ministre délégué à l’industrie du projet duparc éolien de la Côte d’Albâtre fin 2005, devrait en outreêtre favorisé lors des prochaines années par la fixation d’untarif spécifique à cette filière à 13c€/kWh pendant 10 ans,puis entre 13 et 3c€/kWh pour les 10 années suivantes enfonction de la durée annuelle de fonctionnement.

Les zones de développement de l’éolienLes zones de développement de l’éolien (ZDE) sontdevenues opérationnelles en 2006. La définition de ZDE estpossible dès maintenant et sera obligatoire à compter du 14juillet 2007 pour bénéficier des tarifs d’achat. Leurdéfinition, ainsi que les modalités d’instruction des

L’éolien a vu ses capacités tripler entre 2004 et2006

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Diversifier le bouquet énergétiqueL’éolien a vu ses capacités tripler entre 2004 et 2006

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propositions de création de ces zones ont été données par lacirculaire du ministre délégué à l’Industrie et de la ministrede l’Écologie et du Développement durable, en date du 19juin 2006. Cette instruction rappelle, s’il en était encorebesoin, que le développement de l’éolien se doit d’êtremaîtrisé, avec un souci du milieu naturel, du paysage et dupatrimoine. Un bilan de la mise en œuvre de cette instructionsera réalisée à l’été 2007. De fait, la France possède uneréglementation éolienne parmi les plus complètes en Europe

qui protége les paysages et les intérêts des riverains endonnant les garanties d’un développement satisfaisant. Cetteréglementation sera encore étoffée en 2007 par lapublication d’un décret en Conseil d’Etat relatif auxgaranties financières pour le démantèlement des installationséoliennes en fin de vie, ainsi que par une circulaireinterministérielle relative à l’implantation d’aérogénérateursau voisinage de radars aéronautiques et météorologiques.

Le partenariat franco-allemand pour l’éolien

Une initiative de croissance franco-allemande pour l’énergie éolienne a pris corps fin 2006. Nos deux payssont convenus de promouvoir conjointement la recherche et l’innovation technologique dans le domaine de lapolitique énergétique. Cette coopération a pour objectif d’instaurer un échange régulier entre les acteurs allemands etfrançais du secteur et de mutualiser l’expérience acquise dans les domaines notamment du financement, de laprogrammation et de la réglementation des projets éoliens.L’ensemble de ces mesures et la dynamique observée confortent les objectifs de la programmationpluriannuelle des investissements. L’arrêté du 7 juillet 2006 relatif à la programmation pluriannuelle desinvestissements de production d‘électricité (PPI) a fixé des objectifs de développement des filières aux horizons 2010et 2015. Pour l’éolien, l’objectif est de réaliser des installations d’une puissance de 13,5 GW d’ici 2010 et de 17 GWd’ici 2015. La dynamique observée conforte ces scénarios de croissance de l’éolien, même s’ils restentparticulièrement ambitieux.


Diversifier le bouquet énergétiqueLa mise en place de la filière véhicules à carburant modulable superéthanol E85

Colonnes de distillation de la distilleried’Artenay (Loiret)

© Philippe Martelly/Ademe 1995

La mise en place de la filière véhicules àcarburant modulable superéthanol E85La directive 2003/30/CE a créé le cadre communautaire de promotion des biocarburants et a fixé des taux indicatifsd’incorporation, en valeur énergétique de 5,75 % en 2010. Le 13 septembre 2005, le Premier ministre a présenté de nouvellesmesures destinées à accélérer le développement des biocarburants. Ainsi, l’objectif d’incorporation de 5,75 % prévu pour 2010a été avancé à 2008 et porté à 7 % en 2010. Afin d’atteindre cet objectif ambitieux, la France a engagé une politique visant àaugmenter les taux d’incorporation systématique des biocarburants dans les carburants et à développer de nouveauxcarburants à forte teneur en biocarburant.

Toutes les conditions ont été mises en place afin d’autoriserla vente du superéthanol E85 sur l’ensemble du territoirepour les professionnels et les particuliers, au plus tard le 1erjanvier 2007. Cela repose sur des engagements de l’État, desconstructeurs automobiles, des distributeurs de carburants etdes producteurs d’éthanol.

À la suite de la déclaration du Premier ministre, le 15 mai2006, lors de son discours sur la politique énergétique,Thierry Breton, ministre de l’Économie, des Finances et del’Industrie, et Dominique Bussereau, ministre del’Agriculture ont installé un groupe de travail, le 7 juin,réunissant les constructeurs automobiles, les acteurs dusecteur pétrolier, les représentants du monde agricole et lesconsommateurs. Ce groupe de travail a eu pour mission derépondre aux diverses questions techniques, réglementaireset fiscales qui doivent être traitées pour permettre la mise enplace et la montée en puissance de la filière industrielle dusuperéthanol.

L’objectif du ministre de l’Économie, des Finances et del’Industrie est de permettre à chaque consommateur de fairele choix d’un carburant fossile ou d’un biocarburant presquepur d’ici la fin de la décennie. Le pilotage de ce groupe detravail a été confié à M. Alain Prost.

L’expérimentation du Conseil généralde la MarneC’est dans ce cadre que le ministre délégué à l’Industrie,s’est rendu au Conseil général de la Marne à Châlons-en-Champagne, le 1er juin 2006, afin de délivrer officiellementl’autorisation d’expérimenter le nouveau carburant E85(superéthanol). Ceci constituait l’un des 15 engagementspris lors de la première table ronde consacrée audéveloppement des biocarburants en France, le 21 novembre2005.

Il s’agit de la première flotte française de véhicules àcarburant modulable qui expérimente le superéthanol E85

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sur une période de 12 mois. L’Institut Français du Pétrole(IFP) et l’Agence de l’environnement et de la maîtrise del’énergie (ADEME) réalisent des tests sur ces véhicules,afin de suivre leurs performances environnementales etl’évolution du vieillissement de leurs moteurs.

Le groupe de travail présidé parAlain ProstLe 26 septembre 2006, Alain Prost a présenté à ThierryBreton et à Dominique Bussereau, le rapport sur ledéveloppement de la filière superéthanol E85 en France.Thierry Breton a fait part de sa volonté de soutenir sansréserve le développement de ce nouveau carburant, dansl’intérêt du pouvoir d’achat des consommateurs, del’indépendance énergétique de la France et de ses filièresagricoles et industrielles.

La charte superéthanol E85 Dominique Bussereau et Thierry Breton ont confirmé leurdétermination par la signature, le 13 novembre dernier,d’une Charte qui formalise des engagements de tous lespartenaires aux cotés du Premier ministre (collectivitéslocales, constructeurs automobiles, agriculteurs, pétrolierset distributeurs de carburants) afin que la filière démarre au1er janvier 2007. Tous les partenaires se fixent pour objectifque l’ensemble des coûts de la filière permettent au nouveaucarburant d’avoir un coût au kilomètre parcouru nettementinférieur à celui du super sans plomb et aussi proche quepossible de celui du gazole.

Les engagements de l’ÉtatToutes les conditions ont été mises en place afin d’autoriserla vente du superéthanol E85 sur l’ensemble du territoirepour les professionnels et les particuliers au plus tard le 1erjanvier 2007. Ainsi le superéthanol E85 bénéficie d’unefiscalité avantageuse de 33,43 €/hl. Aux conditionséconomiques moyennes observées en 2006, la dispositionainsi prise permet d’offrir au consommateur un prix de venteà la pompe du produit de 0,80 €/l.

Pour faciliter et accélérer le développement de cette filière,la loi de finances rectificative a officialisé une série demesures :

- faculté d’amortissement exceptionnel sur 12 moisdes véhicules de sociétés,

- exonération pendant 2 ans de la taxe sur lesvéhicules de sociétés,

- possibilité d’exonération de 50 % à 100 % de la taxeadditionnelle aux certificats d’immatriculation,

- amortissement exceptionnel sur 12 mois desmatériels et équipements destinés au stockage et à ladistribution du superéthanol E85.

La direction générale de l’énergie et des matières premières(DGEMP) a défini, en liaison avec les constructeurs, lebureau de normalisation du pétrole (BNPé) et lesdistributeurs, une norme nationale transitoire pour lesuperéthanol E85 permettant sa vente sur l’ensemble duterritoire dès le début de l’année 2007 (arrêté du 28décembre 2006). D’autre part, la réglementation relativeaux installations classées pour la protection del’environnement a intégré ce nouveau carburant et définitles spécifications liées au stockage et à la distribution dusuperéthanol. Les équipements utilisés pour le mesurage ontété approuvés.

Enfin l’État s’engage à ce que ses achats de voituresparticulières comportent dès 2007 15 % de véhicules àcarburant modulable avec un objectif de 30 % pour 2008.

Les engagements des constructeursautomobilesLes constructeurs s’engagent à ce que les véhicules àcarburant modulable commercialisés en France respectentles valeurs limites d’émission de la norme Euro 4 lorsqu’ilsfonctionnent avec du superéthanol. Dès 2007, au moins unmodèle de véhicule de ce type sera proposé par chaqueconstructeur signataire de la Charte. Ils élargiront ensuiteprogressivement l’offre de véhicules disponibles avec cemode de carburation. Ces véhicules seront proposés à unprix équivalent ou légèrement supérieurs à celui des modèlesessence à carburation classique correspondants.

Les engagements des distributeurs decarburantsLes compagnies distributrices et les exploitantsindépendants s’engagent à convertir un nombre suffisant destations-service pour atteindre fin 2007, un total d’au moins500 à 600 points de vente de superéthanol E85 sur leterritoire français. Ils s’engagent à accompagner la


croissance de la demande, en se fixant pour objectif untriplement du nombre de points de vente dès 2008.

Dans ce cadre, le comité professionnel de la distribution decarburants (CPDC) bénéficie d’un abondement, par l’État,de 2 M€ pour aider les exploitants indépendants de stations-service à se doter d’une installation de distribution desuperéthanol.

Les engagements des producteursd’éthanolLes producteurs d’éthanol s’engagent à accompagner ledéveloppement de la demande et à réaliser les gains de


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productivité nécessaires de façon à atteindre des coûts detransformation compétitifs par rapport aux opérateursaméricains d’ici le 31 décembre 2012 (à parité €/$ et dansdes conditions similaires de prix des matières premières, decoût de l’énergie et de contraintes réglementaires).

Le comité de suiviAfin de vérifier le bon avancement des différentsengagements pris et le démarrage effectif de la filière,l’État a mis en place un comité de suivi qui rassembletous les signataires de la Charte et qui s’est réuni pour lapremière fois, sous la présidence d’Alain Prost, le 12décembre 2006.

Le point sur les nouveaux carburants

Le superéthanol E85 : un véhicule à carburant modulable est un véhicule équipé d’un moteur spécifiquecapable d’utiliser le superéthanol E85 ou du supercarburant sans plomb ou tout mélange de ces deuxcarburants. Le pouvoir calorifique du superéthanol E85 est inférieur à celui de l’essence, ce qui entraîne unesurconsommation avec ce carburant. Le superéthanol E85 bénéficie d’une fiscalité fixée au minimumcommunautaire autorisé.

Le gazole B30 : le gazole B30 est un carburant composé de 70% en volume de gazole et de 30% en volumed’EMHV (esters méthyliques d’huiles végétales). La fiscalité prévue pour ce carburant est celle du gazole(0,4169 €/l) et les esters méthyliques d’huiles végétales (EMHV) incorporés peuvent bénéficier de ladéfiscalisation.

Les EMHV incorporés dans le gazole B30 sont également comptabilisés pour déterminer le montant de lataxe générale sur les activités polluantes (TGAP) que les distributeurs de carburants doivent acquitter s’ilsn’atteignent pas l’objectif annuel d’incorporation de biocarburants que s’est fixée la France.

Les huiles végétales pures (HVP) : ce produit n’a pas été ajouté à la liste des carburants autorisés enFrance. Toutefois, à partir du 1er janvier 2007, les collectivités locales qui en feront la demande pourrontexpérimenter des huiles végétales pures, en mélange ou à 100%, comme carburant dans leurs véhiculesnon destinés au transport de passagers, dans le cadre d’un protocole signé avec l’État qui précisenotamment les obligations strictes de suivi et de contrôle des véhicules et que le bénéficiaire obtienne lestatut d’entrepôt fiscal de produit énergétique.

Les HVP utilisées dans le cadre du protocole bénéficieront du même niveau de fiscalité que celuis’appliquant au biodiesel.

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Développer la recherche et l’innovationUne nouvelle stratégie nationale de recherche dans le domaine de l’énergie

Une nouvelle stratégie nationale de recherchedans le domaine de l’énergie

Selon les dispositions prévues par l’article 10 de la loi deprogramme du 13 juillet 2005 fixant les orientations de lapolitique énergétique, les ministres en charge de l’Énergie etde la Recherche doivent élaborer et rendre publique unestratégie de recherche dans le domaine de l’énergie. Cettestratégie, ainsi que sa mise en œuvre, seront évaluées parl’Office parlementaire d’évaluation des choix scientifiqueset technologiques (OPECST).

Un rapport a été préparé conjointement par les deuxministères. Sa rédaction s’est appuyée sur des réunions

Pilote de captage du CO2 construit à la centralethermique d’Elsam au Danemark, dans le cadre du projet

européen Castor piloté par l’IFP© /IFP

thématiques organisées par la direction générale de l’énergieet des matières premières (DGEMP), et en accord avec ladirection générale de la Recherche et de l’Innovation(DGRI) du ministère de la Recherche, avec les expertspublics et privés du secteur. Ce document a été rendu publicet transmis au parlement au début de l’année 2007.

Il aborde le contexte politique et législatif, présente lesacteurs de la recherche énergétique. Il adopte une approchethématique comportant l’efficacité énergétique, les énergiesrenouvelables, les énergies fossiles, l’énergie nucléaire ainsiqu’un chapitre sur la socio-économie.

Il s’inscrit dans les perspectives des conclusions desrapports « Chambolle » et « Gagnepain ».

Il tient compte de la loi de programme du 18 avril 2006 pourla Recherche qui constitue le volet législatif du « Pacte pourla Recherche », réformant le système de recherche etd’innovation national. Dans ce cadre a été créé, auprès duPrésident de la République, un Haut Conseil de la Science etde la technologie (HCST), organe consultatif composé depersonnalités de haut niveau, dont l’un des premiers champsd’intervention est justement l’énergie.

La loi du 13 juillet 2005 dispose également qu’un rapport surles avancées technologiques dans le domaine des énergiesrenouvelables et de la maîtrise de l’énergie devra êtreprésenté annuellement à l’Office parlementaire d’évaluationdes choix scientifiques et technologiques.

Enfin, l’article 5 de la loi dispose que « Pour rassembler lescompétences, coordonner les efforts et favoriser lesrecherches concernant l’hydrogène et les composéshydrogénés, il est confié au ministère chargé de l’énergie,avec le concours de l’Institut français du Pétrole, duCommissariat à l’Energie Atomique et du Centre national dela Recherche Scientifique notamment, une missionspécifique sur ce sujet, conduisant à la publication d’unrapport annuel ».


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Les travaux sur la stratégie nationale de recherche fournirontle support pour la réalisation de ces deux rapports qui serontproduits pour la première fois en 2007.

@ Pour en savoir plus : site internet DGEMP, larecherche dans le domaine de l’énergie

ht tp : / /www. indus t r ie .gouv. f r /energ ie / recherche /f1e_rech.htm

Pile à combustible© P. Stroppa/CEA

Développer la recherche et l’innovationUne nouvelle stratégie nationale de recherche dans le domaine de l’énergie

Les matières premières àl’ère des nouvelles technologies

Les minerais et métaux, dont certains étaient déjà exploités dans l’Antiquité, sont aussi des produits d’avenir. Entrant dansla composition de plus de 18 000 alliages, ils ont des applications de plus en plus complexes et variées. Les industriels dusecteur consacrent donc une part significative de leur budget à l’innovation afin de rester compétitifs.Lors de l’Assemblée générale de la Fédération des Minerais, Minéraux Industriels et Métaux (FEDEM) qui s’est tenue enoctobre 2006 à Paris, les principaux axes de recherche ont été présentés : création de nouveaux alliages (ex : nouvelalliage d’aluminium moins lourd et plus résistant à la fatigue et à la corrosion), amélioration de procédés industriels (ex :refusion sous-vide), développement de nouvelles applications pour certains métaux (ex : batteries rechargeables à basede nickel).Dans un contexte de raréfaction de l’offre pour certains métaux, l’industrie devra fortement investir dans le recyclage. Ilsera nécessaire de développer de nouveaux alliages, dont les différents constituants devront être facilement séparés etrécupérés avec un coût énergétique limité.Les pouvoirs publics s’impliquent fortement en soutenant l’innovation dans ce secteur. Parmi les 66 pôles decompétitivités labellisés, deux ont pour objectif essentiel le développement des matériaux nouveaux : «EnsemblesMétalliques et Composites Complexes» (EMC2 Pays-de-la-Loire) et «Matériaux Innovants Produits Intelligents» (MIPILorraine).

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Développer la recherche et l’innovationLa mise en place de l’agence ITER France

Suite à la décision prise le 28 juin 2005 par les partenairesinternationaux du projet Iter (Chine, Corée du Sud, États-Unis, Japon, Russie et Union européenne, rejoints plus tardpar l’Inde) d’implanter le projet de réacteur de recherche enFrance, à Cadarache (Bouches-du-Rhône), la cérémonie designature de l’accord international Iter sur la fusionnucléaire contrôlée s’est déroulée le 21 novembre 2006 auPalais de l’Elysée.

Le début de l’année 2006 a été marqué par le débat publicsur le projet ITER. Au cours de 16 réunions publiques qui sesont tenues du 16 janvier au 6 mai 2006, le débat a porté surles différents aspects du projet : sa nécessité, lescaractéristiques de la machine, les enjeux de long terme, lesretombées dans la région.

2006 a également vu la concrétisation des décisions prises auniveau français de constituer une organisation dédiée afin

que notre pays puisse assumer pleinement sa responsabilitévis-à-vis de ses partenaires internationaux. Ainsi, à la suitede la nomination d’un ambassadeur, haut représentant pourla réalisation en France du projet Iter et de la mise en placed’une structure spécifique auprès du Préfet de la régionProvence-Alpes- Côte d’Azur, l’Agence Iter France a étécréée au sein du Commissariat à l’énergie atomique (CEA) .

La DGEMP s’est attachée à la rédaction du décret du 29 juin2006 autorisant cette création dans les conditions définiespar la délibération du conseil d’administration del’établissement en date du 24 avril 2006. La DGEMP aégalement élaboré l’arrêté du 8 septembre 2006 portantnomination du directeur de l’Agence Iter France. Elle a enfinparticipé en novembre au premier comité de gestion de cetteAgence, le directeur général de l’énergie et des matièrespremières étant l’un des trois représentants de l’État prévupar le décret du 29 juin 2006. Ce comité de gestion anotamment approuvé le rapport d’activité de l’année 2006,les projets de budget 2007 et de plan pluriannuel definancement

L’Agence Iter France est une structure du CEA, rattachée àla direction générale et dotée de l’autonomie administrativeet budgétaire, ce qui en fait toute sa spécificité au sein del’organisme. Composée d’une quinzaine de personnes etbénéficiant d’un budget de fonctionnement d’environ 2 M€en 2007 (hors dépenses d’aménagement pour la réalisationd’Iter), elle assure notamment l’interface technique etopérationnelle sur le site de Cadarache, la conduite desprocédures de participation du public et la présentation desdossiers de sûreté et de sécurité de l’installation, lapréparation du site en liaison notamment avec la préfecturede région, la collecte des moyens (fonds et apport en natureen provenance de l’État, des collectivités territoriales et duCEA) et leur reversement à l’organisation européenne pourIter, ainsi que la maîtrise d’ouvrage des opérations dedémantèlement en fin d’exploitation.

La mise en place de l’agence ITER France

Implantation ITER © CEA


Développer la recherche et l’innovationLa mise en place de l’agence ITER France

En parallèle, la DGEMP a poursuivi son action de suivi desnégociations internationales et la mise en place del’ensemble du projet Iter. Ainsi, l’accord sur l’établissementde l’organisation internationale ITER pour l’énergie defusion a été finalisé fin juin, et a été signé le 21 novembre ;l’organisation internationale, désormais créée, est en mesurede lancer les travaux. D’autre part la DGEMP s’est attachéefin 2006 à la prise en compte des dispositions de la loi deprogramme du 28 juin 2006 relative à la gestion durable desmatières et déchets radioactifs et de son application pourITER, notamment dans le cadre de la réalisation de l’accordrelatif au siège, destiné à être signé par l’organisationinternationale et les autorités françaises et dont l’objet est depréciser les obligations d’ITER vis à vis de la loi française.Cet accord donnera lieu à des négociations au cours dupremier semestre 2007.

Qu’est-ce que la fusion ?

Deux grands types de réactions nucléaires produisent de l’énergie :. la fission de noyaux d’atomes, comme l’uranium, en plusieursatomes plus légers. C’est la réaction mise en œuvre dans lescentrales nucléaires actuellement en fonctionnement pour produirede l’électricité... la fusion de deux noyaux d’atomes légers pour donner naissanceà un noyau d’un atome plus lourd. La réaction qui sera mise enœuvre dans la machine ITER est la réaction entre par exemple ledeutérium et le tritium:

Deutérium (D) +Tritium (T)=> ( Hélium (He) +neutron+ énergie

Cette réaction libère une très grande quantité d’énergie.Contrairement à la fission, elle n’est pas encore maîtrisée parl’homme sur le plan industriel.

Zoom sur le projet ITER

La machine sera implantée à Cadarache dans le sudde la France. Sa construction et son exploitationcouvriront une période de 40 ans. La phase deconstruction devrait durer environ 10 ans.L’exploitation de la machine correspondra à deuxpériodes ; les dix premières années serontconsacrées à la montée en performance d’ITER, tandisque les dix années suivantes seront consacrées auxexpérimentations.

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Développer la recherche et l’innovationUn nouveau contrat d’objectifs entre l’État et le CEA

Un nouveau contrat d’objectifs entre l’État et leCEALe nouveau contrat d’objectifs entre l’État et le CEA, pour la période 2006-2009, a été signé le 5 juillet 2006, à Saclay, dans lenouveau bâtiment du siège du CEA, en présence des ministres intéressés et de l’Administrateur général. Il a défini les deuxgrands axes de recherche de l’établissement public : l’énergie ainsi que les technologies pour l’information et la santé.

Fruit d’une longue concertation avec lestutelles...Ce contrat concerne les programmes civils et porte sur lapériode de 2006-2009. Succédant au contrat de 2001-2004,son élaboration a fait l’objet d’une longue concertation. Ils’est attaché à positionner l’établissement dans le nouveau

contexte national, marqué par de profondes évolutionslégislatives dans ses domaines de compétences telles les loisde programme du 13 juillet 2005 fixant la politiqueénergétique, du 18 avril 2006 pour la recherche, du 28 juin2006 relative à la gestion durable des matières et déchetsradioactifs. Il tient compte de la mise en place, par leGouvernement, de dispositifs de financement en faveur de larecherche et de l’innovation :Agence nationale de laRecherche (ANR), Agence de l’Innovation industrielle(AII), labellisation Carnot, pôles de compétitivité, etc. Ilconfirme, enfin, l’insertion du CEA dans l’espace européende la recherche et sa stratégie d’internationalisationcroissante.

Le contrat d’objectifs conforte les deuxgrands axes de recherche du CEA

Le contrat d’objectifs conforte les deux grands axes derecherche de l’établissement pour lesquels ce dernier joue unrôle unique en Europe, voire au plan mondial, en assurant unéchange fructueux entre la recherche, l’innovation et lesindustriels. Il s’agit de recherches portant, d’une part, sur lesénergies non émettrices de gaz à effet de serre comme lenucléaire et, d’autre part, sur les technologies pourl’information et la santé. Par ailleurs, il confirme la placeimportante de la recherche fondamentale (un tiers desmoyens) qui constitue le socle de ses travaux.

En terme de programmation de recherche, ce contratprévoit :

- un développement accéléré des systèmesnucléaires du futur notamment sur les réacteurs rapides àcaloporteur sodium et gaz dans le cadre du foruminternational Génération IV afin de répondre à l’annonce duPrésident de la République du 5 janvier 2006 confiant au

Façade du nouveau siège social du CEA© CEA


Développer la recherche et l’innovationUn nouveau contrat d’objectifs entre l’État et le CEA

CEA la réalisation d’un prototype de réacteur de nouvellegénération en 2020 ;

- la poursuite des travaux pour accroître lacompétitivité de l’industrie nucléaire française au niveaumondial en répondant aux besoins de R&D de EDF oud’AREVA, afin d’améliorer les performances et la sûreté descentrales actuelles ;

- l’ajustement des priorités pour la gestion desdéchets radioactifs en cohérence avec la loi de programmedu 28 juin 2006 ;

- l’amplification des travaux sur les projets de piles àcombustible, de biomasse, sur le solaire et surl’hydrogène dans le cadre du soutien des pouvoirs publics àl’essor des nouvelles technologies de l’énergie ;

- le développement des micro et nano-technologiesavec l’objectif de faire du CEA le premier centre derecherche européen dans ce domaine autour du pôled’innovation Minatec qui regroupe de nombreux industrielsdu secteur ;

- la mise en place de plusieurs équipementsscientifiques dans l’imagerie médicale aux performancesjamais égalées de façon à mieux comprendre lefonctionnement du cerveau, ses pathologies et à mettre aupoint les moyens de les traiter, en liaison avec les industrielset le monde hospitalier.

Par ailleurs, le contrat d’objectifs prévoit la poursuite à unrythme soutenu des chantiers d’assainissement et dedémantèlement des installations nucléaires aujourd’hui àl’arrêt dans le respect des règles de sûreté et de protection del’environnement, ainsi que dans une logique de maîtrise descoûts financiers.

Le contrat prévoit les moyensnécessaires pour atteindre les objectifsLe contrat d’objectifs donne au CEA les moyens d’atteindreces objectifs en pérennisant et renforçant d’ici 2009 lemontant de la subvention civile actuelle (950 M€ en 2007,de 960 M€ en 2008 et de 970 M€ en 2009). Il est égalementprévu que l’établissement poursuive la diversification de sesressources propres engagée ces dernières années, par larecherche de recettes externes auprès des industrielsfrançais, des nouvelles agences de moyens et àl’international.

Le contrat d’objectifs, un véritable outilde pilotageCe contrat comprend également toute une batteried’indicateurs de performances et d’objectifs à atteindre. Ilconstitue ainsi un instrument privilégié pour la gestion del’établissement. Les ministères de tutelles en assurerontchaque année le suivi, en pleine cohérence avec lesnouvelles orientations introduites par la loi organiquerelative aux lois de finances (LOLF) dans la gestion dubudget de l’État .

Le CEA dispose ainsi, aujourd’hui, des moyens pourrépondre aux besoins du pays dans les domaines clés quesont l’énergie et les technologies pour l’information et lasanté. ■

Le forum international « Génération IV »L’implication de la France en matière deréacteurs nucléaires de 4ème génération

Le forum international Génération IV dit « Gen IV » lancé en 2000par le Département de l’énergie américain (DOE) vise ledéveloppement de systèmes nucléaires innovants tels lesréacteurs et les cycles du combustible de 4ème génération. Ilrassemble dix pays (Afrique du Sud, Argentine, Brésil, Canada,Corée du Sud, Etats-Unis, France, Japon, Royaume-Uni, Suisse),ainsi que l’Union européenne.Au sein de ce forum, il existe deux niveaux d’accords :. les six accords-systèmes, avec un signataire par pays, le CEApour la France ;. plusieurs accords projets par systèmes, signés par lesorganismes (y compris industriels), apportant une contribution deR&D.La France pour sa part a signé trois accords-systèmes en 2006 quiconcernaient les réacteurs rapides au sodium et à gaz, ainsique le réacteur thermique à gaz à haute température. Dans sonrôle de tutelle du CEA, la DGEMP s’est assurée que ces accordsrespectaient les intérêts français, notamment en terme de propriétéintellectuelle et industrielle.En parallèle, dans le cadre de la préparation du rapport sur lastratégie nationale de recherche dans le domaine énergétique, laDGEMP a animé, avec la direction générale de la recherche et del’innovation (DGRI), un groupe de travail chargé du volet nucléaire,dans lequel la question des systèmes du futur tenait une largeplace. Ces travaux ont également servi à préparer le comité del’énergie atomique du 20 décembre 2006 qui a confirmé la stratégieprivilégiant les travaux sur les systèmes rapides au sodium et augaz. Ce comité a également précisé le calendrier des travauxjusqu’en 2012, année où seront arrêtés les choix technologiquesparmi les options explorées en vue d’engager en France laconstruction d’un prototype, conformément à la décision prise parle Président de la République en janvier 2006.

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Développer la recherche et l’innovationLe changement de statuts de l’IFP, pour une plus grande cohérence des activités de recherche

Le changement de statuts de l’IFP, pour une plusgrande cohérence des activités de recherche dansle domaine énergétiqueLe décret du 6 juillet 2006 permet de rapprocher l’Institut français du Pétrole (IFP) du droit commun des établissements derecherche et assurera une plus grande cohérence des activités de recherche conduites par l’institut avec la stratégie nationalede recherche énergétique prévue à l’article 10 de la loi du 13 juillet 2005 de programme fixant les orientations de la politiqueénergétique

Établissement de R&D et de formation mondialementreconnu (Yves Chauvin, Prix Nobel de Chimie en 2005 futingénieur et directeur de recherche à l’IFP), l’InstitutFrançais du Pétrole (IFP) met au point les technologies dufutur afin de répondre aux deux grands défis énergétiquesque constituent la raréfaction des hydrocarburesconventionnels et le changement climatique.

La loi de programme du 13 juillet 2005 fixant lesorientations de la politique énergétique, prévoit latransformation de l’IFP en établissement public national àcaractère industriel et commercial. Jusqu’alors, l’IFP étaitun établissement professionnel de recherche dans ledomaine des hydrocarbures et de leurs dérivés créé par unedécision du 13 juin 1944.

La transformation effective a été réalisée par décret du 6juillet 2006. Elle permet de rapprocher l’IFP du droitcommun des établissements de recherche, en particulier desétablissements de recherche travaillant dans le domaine del’énergie (IRSN, BRGM, ANDRA...) tout en maintenantcertaines spécificités qui ont contribué au développement del’institut.

Ainsi, sous l’emprise de son nouveau régime juridique,l’institut conserve notamment un conseil d’administrationformé en majorité de personnalités qualifiées issues dumonde de l’industrie et de la recherche par dérogation auxdispositions de la loi du 26 juillet 1983 relative à ladémocratisation du secteur public, ainsi que l’autorisationd’assurer sa gestion financière et comptable conformémentaux règles applicables aux entreprises industrielles etcommerciales.

Le nouveau texte apporte quelques modifications telles que :

- une représentation renforcée de l’État (présence auconseil d’administration de trois administrateursreprésentant les ministères chargés de l’industrie, du budgetet de la recherche) ;

- la soumission pour avis aux ministres chargés del’industrie et de la recherche du programme de rechercheannuel de l’IFP préalablement à l’examen de ce programmepar le conseil d’administration afin notamment d’assurer lacohérence des activités de recherche conduites par l’institutavec la stratégie nationale de recherche énergétique prévue àl’article 10 de la loi du 13 juillet 2005 de programme fixantles orientations de la politique énergétique ;


Développer la recherche et l’innovationLe changement de statuts de l’IFP, pour une plus grande cohérence des activités de recherche

L’IFP ne s’occupe pasque du pétrole

Contrairement à ce que son nom indique, l’IFP ne s’occupe pas que de pétrole mais aussi de gaz, detransports, de moteurs, de production d’hydrogène, de pétrochimie, de stockage souterrain du gaz carboniqueet de biocarburants. La forte implication de l’IFP dans quatre pôles de compétitivité très différents, en Ile-de-France et en Rhône-Alpes, témoigne de la diversité de ses compétences et de la variété de ses partenariatsindustriels (industrie chimique, constructeurs automobiles, PME du secteur de l’environnement,...). L’IFPvalorise une partie notable de sa recherche au travers de ses propres filiales.

■

- la définition par le conseil d’administration de l’IFPdu mandat donné à ses représentants au conseild’administration de ses filiales pour un certain nombre dedécisions ayant un impact financier significatif.

La transformation du statut de l’IFP s’inscrit également dansle contexte de l’évolution du financement de l’institutintervenue en 2003.

Unité pilote de fabrication de biocarburants© IFP

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Assurer des moyens de transport et de stockage adaptés aux besoinsAnticiper les investissements d’infrastructures énergétiques mondiales d’ici 2030

Anticiper les investissements d’infrastructuresénergétiques mondiales d’ici 2030

Les infrastructures sont le fondement des économies et dessociétés modernes. Au XXIe siècle, l’énergie, les transports,l’eau, les télécommunications, s’imposent comme lesvecteurs cruciaux de croissance économique etd’augmentation du niveau de vie à l’échelle mondiale, dansune perspective de développement durable de la planète.

Pour répondre à ces défis d’avenir, la réalisation denouvelles grandes infrastructures dans ces secteursfondamentaux, exige des investissements massifs.Programmés en amont, répartis entre pays émergents et paysde l’OCDE, ils impliqueront des financements diversifiés,tant publics que privés.

Face à cet enjeu à multiples facettes, l’OCDE, dans le cadrede son «programme d’avenir», a réalisé sur ces thèmes en2005 et 2006, une étude prospective à l’horizon 2030. Leministère de l’Économie, des Finances et de l’Industrie a étéassocié à cette étude et a contribué à son financement. LaDGEMP (Observatoire de l’Energie), y a pris une partactive, en participant notamment au groupe de pilotage.

La concurrence très forte des pays industrialisés sur la zoneOCDE, obligeant les décideurs politiques et économiques àanticiper les besoins mondiaux d’infrastructures majeures, ilest impératif pour nos pouvoirs publics de permettre auxentreprises françaises, traditionnellement bien placées sur cesecteur, d’être en position de force, à cette échéance.

En matière énergétique, les besoins de financement deréférence sur cette période ont été estimés à 20 200 milliardsde dollars d’ici 2030. Il convient que l’offre soit adaptée à lademande et que le financement de ces investissements soitassuré à un rythme approprié, en France et dans le monde.Dans le domaine de l’énergie, l’analyse des projetsd’infrastructures d’ici 2030, s’est appuyée sur deuxscénarios prospectifs, l’un de référence, l’autre alternatif.

Le scénario de référence, inspiré des prévisionsénergétiques mondiales de l’Agence internationale del’énergie (AIE), prend en compte des paramètres fixescomme les taux de croissance annuelle mondiale de 2003 à2030, en matière de production, de +3,2% , etdémographique, de +1% en moyenne, ainsi que lespolitiques et mesures gouvernementales existantes. D’aprèsce scénario, la demande mondiale d’électricité doubleraitd’ici 2030 et serait multipliée par trois dans les pays endéveloppement. La production de 16 742 TWh en 2003,

Dans le cadre de ses travaux de prévisions énergétiques mondiales, l’AIE (Agence internationale de l’énergie) a tenté d’évaluerles coûts d’investissements cumulés, des infrastructures nécessaires pour équilibrer l’offre et la demande énergétique pendantla période 2005-2030. Dans le même temps, dans le cadre de son « programme d’avenir «, l’OCDE a réalisé une étudeprospective sur les besoins mondiaux de grandes infrastructures industrielles et énergétiques. Pour l’OCDE comme pour l’AIE,les seuls investissements du domaine énergétiques atteindraient plus de 20 200 milliards de dollars selon un scénariotendanciel de référence. Le rapport final de l’OCDE, inspiré par une approche multisectorielle et transversale desinfrastructures, devrait présenter des positions communes et des implications croisées entre acteurs concernés.

Le chantier du terminal méthanier de Fos Cavaou© Pierre-François Grosjean/GDF


Assurer des moyens de transport et de stockage adaptés aux besoinsAnticiper les investissements d’infrastructures énergétiques mondiales d’ici 2030

Plate-forme en Mer du Nord© Pierre-François Grosjean/GDF

Interconnexion France-Angleterre : maintenance bipolaire de la station deconversion au poste des Mandarins (Pas-de-Calais)

© /Médiathèque RTE

passerait à 31 840 TWh en 2030, soit un taux de croissanceannuel de 2,5%, la Chine, à elle seule, contribuant à 25% dela production mondiale à cet horizon.

La puissance des centrales électriques, toutes technologiesconfondues, à installer au niveau mondial atteindrait environ4 800 GW d’ici 2030, dont 2 000 GW dans les pays del’OCDE, lesquels devraient remplacer dans le même temps,un tiers de leurs centrales nucléaires. Dans ce contexte, lesbesoins en investissements d’infrastructures électriques àéchelle mondiale, tant en production qu’en réseaux dedistribution, s’élèveraient globalement à 11 300 milliards dedollars d’ici 2030, soit environ 450 milliards de dollars paran, affectés à plus de 50% dans les pays en développement.

Le scénario alternatif introduit dans son analyse du marchémondial de l’énergie, électricité en particulier, des politiqueset mesures que les gouvernements envisagent de mettre enœuvre d’ici 2030, pour chaque grande région du monde. Cesmesures sont dédiées à l’efficacité énergétique, à laréduction des émissions de gaz à effet de serre et incluent ledéveloppement de nouvelles technologies propres. De cefait, les prévisions à l’horizon 2030 apparaissent en baissepar rapport à celles du scénario de référence. Ainsi, lademande mondiale en électricité diminuerait de 12% parrapport au scénario de référence et l’estimation desinvestissements en infrastructures électriques, seraitinférieure de 16% aux prévisions de ce même scénario. Au-delà de ces projections chiffrées, l’approche anticipée duscénario alternatif ouvre des pistes d’organisationdifférentes du marché mondial et de gouvernance politiqueinternationale.

Fruit de ces analyses, des recommandations ont étéélaborées et débattues en décembre 2006 par le groupe depilotage. Ces recommandations se résument en quatregrandes orientations : le renforcement de la gouvernance parune approche stratégique et intégrée sur toutes les phases demise en œuvre des infrastructures, l’amélioration du cadreinstitutionnel et des systèmes de régulation, le partage descharges d’équipement, et l’optimisation des instrumentsd’intervention.

Le rapport complet de l’étude sera édité en mai 2007. Lesanalyses et recommandations qui s’en dégageront devraientoffrir à l’ensemble des acteurs publics et privés, de nouvellesperspectives de nature politique, économique et sociale, dedimension nationale et internationale. ■

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Assurer des moyens de transport et de stockage adaptés aux besoinsVers un renforcement nécessaire de la sûreté du système électrique européen

Vers un renforcement nécessaire de la sûreté dusystème électrique européenFace à la multiplication des incidents survenus depuis peu en matière de sûreté du système électrique européen, de nouvellesmesures ont d’ores et déjà été mises en place notamment au niveau français. La France milite auprès des pays européens pourla prise en compte d’une politique commune intégrée en matière de sûreté électrique.

Depuis 2003, une succession d’incidents et de coupuressur le réseau européen de transport d’électricité

Après une décennie où le secteur électrique a été marqué enFrance et en Europe par l’ouverture des marchés, lesdernières années ont remis au premier plan les enjeux desécurité d’approvisionnement et de sûreté defonctionnement des systèmes électriques. En 2003, l’Italie aété victime d’une coupure généralisée, en 2005, la vague defroid qu’a subie l’Europe a conduit à des tensions surl’équilibre entre l’offre et la demande et, en 2006, le réseauinterconnecté européen a été victime d’un incident majeurayant conduit à des coupures de plus de 10 000 MW enEurope.

Comment garantir la sécurité d’approvisionnement et lasûreté de fonctionnement du système électrique ?

Tandis que la sécurité d’approvisionnement désignel’aptitude du parc de production à couvrir à tout moment,

l’ensemble de la demande, la sûreté de fonctionnementdécrit la capacité du système électrique à évacuerl’électricité des producteurs pour la délivrer auxconsommateurs. A ce titre, la sûreté de fonctionnement dusystème électrique relève principalement du gestionnaire duréseau public de transport. La sûreté de fonctionnement etla sécurité d’approvisionnement forment ainsi les deuxcomposantes essentielles de la politique de sûreté dusystème électrique.

La question de la sécurité d’approvisionnement est traitéedans le cadre de la programmation pluriannuelle desinvestissements (PPI), qui s’appuie notamment sur le bilanprévisionnel de l’équilibre offre demande d’électricitéréalisé par le gestionnaire du réseau de transport d’électricité(RTE) tous les deux ans. Afin de traiter plus particulièrementdes situations à risque du type canicule ou vague de froid,RTE est également chargé de réaliser en début d’hiver etd’été, un document prévisionnel sur le passage de la saison.Ce document est ensuite régulièrement actualisé en cas desituation à risque.

Plusieurs incidents peuvent être à l’origine d’une défaillanceen matière de sûreté de fonctionnement. Les défaillancespeuvent en effet être liées à un problème affectant lesinfrastructures du réseau (par exemple la perte d’une ligne àtrès haute tension en raison de problème climatique) ou liéesà un problème d’exploitation (souvent dû à un manque decoordination avec les gestionnaires des réseaux voisinscomme l’ont illustré la coupure généralisée italienne en 2003et les coupures du 4 novembre 2006).

La définition d’une politique en matière de sûreté defonctionnement du système électrique est essentielle comptetenu de l’importance de l’électricité pour le fonctionnementde notre société. Cette politique doit s’articuler autour dedeux volets : la prévention afin de limiter le risqued’occurrence d’une crise et la gestion de la crise qu’il estnécessaire d’anticiper car le risque zéro n’existe pas.

Salle de dispatching : poste opérateur et dispatcheur au travaildevant le panneau synoptique - CNES à Saint Denis (93)

© Guillaume Zuili/Médiathèque RTE



Historiquement, la définition des premiers outils deprévention des crises électriques a été réalisée par EDF puispar RTE. Dans le nouveau contexte de l’ouverture du marchéde l’électricité, il est devenu nécessaire que l’État définissebeaucoup plus précisément ces outils et les encadreréglementairement. De ce point de vue, l’année 2006 s’estavérée riche avec la préparation par les services de laDGEMP du décret du 23 décembre 2006 approuvant lecahier des charges type du réseau public de transport, quiprécise les droits et obligations du gestionnaire du réseaupublic de transport et de la circulaire du 21 septembre 2006établissant les catégories d’établissements de santé quipeuvent bénéficier d’une priorité d’alimentation en cas dedélestage.

L’ensemble de ces obligations qui pèsent sur le gestionnairede réseau public de transport fait l’objet d’un contrôle par leministre chargé de l’énergie et par la Commission derégulation de l’énergie(CRE). La rédaction de bilans annuelsréguliers par RTE sur la sûreté du système électrique permetde faciliter ce contrôle.

La circulaire du 21 septembre 2006 précise les conditionsdans lesquelles les établissements de santé bénéficientd’une priorité de leur alimentation en cas de délestages :

Une crise électrique se matérialise sous la forme de coupurespartielles, on parle alors de délestage, ou d’une coupuregénéralisée totale. Quelle que soit l’origine de l’incident,une crise maîtrisée ne se traduit pas par une coupure totale.Ce n’est qu’en cas d’une défaillance des parades mises enœuvre par le gestionnaire de réseau qu’une coupuregénéralisée survient.

L’organisation des délestages est encadrée par lesdispositions de plusieurs textes réglementaires afin depréserver l’alimentation des usagers les plus vulnérables.L’arrêté du 5 juillet 1990 modifié établit les catégoriesd’usagers qui peuvent bénéficier d’une priorité de leuralimentation électrique. Cet arrêté a dû être complété par lacirculaire du 21 septembre 2006 en ce qui concerne lesétablissements de santé. Les dispositions de ces textesréglementaires ont notamment permis d’éviter les coupuresdes établissements industriels de type SEVESO et desétablissements de santé les plus vulnérables lors del’incident du 4 novembre 2006.

Au delà des textes réglementaires, la préparation descrises électriques doit également faire l’objet d’uneculture interne qu’il convient de développer et que lesagents de la DGEMP et des DRIRE doivents’approprier. Á cette fin, la DGEMP réalise chaque annéedepuis 2003, un exercice de crise « délestage » associant

l’échelon central de l’administration , DGEMP, le Centreopérationnel de gestion interministérielle des Crises(COGIC), les échelons décentralisées (DRIRE, préfectures)et les gestionnaires de réseaux (EDF, RTE, distributeurs nonnationalisés). Ces exercices permettent de testerl’organisation collective des pouvoirs publics et desgestionnaires de réseaux en cas de crise et d’améliorer leurcoordination et leurs communications.

La répétition des situations de crise depuis quelques annéesen Europe a montré l’importance de la définition d’unepolitique de sûreté électrique la plus complète possible,alliant dispositifs de prévention et de gestion des crises.

L’organisation de la prévention descrises du système électrique

Le décret du 23 décembre 2006 :de nouvelles obligations pour RTE

En matière de prévention d’incidents affectant lesinfrastructures du réseau :

. le suivi de l’état de ses ouvrages et la définition d’unepolitique de maintenance et de renouvellement (comprenantpar exemple la sécurisation des ouvrages du transport parrapport aux aléas climatiques du type de ceux des tempêtesde 1999) ;

. l’élaboration du schéma de développement du réseau publicde transport, prévu par la loi du 10 février 2000, qui identifieles contraintes susceptibles d’apparaître sur une partie duréseau dans les 15 années à venir.

En matière de prévention d’incidents affectantl’exploitation du système :

. la définition de règles de sûreté conformes aux règles del’UCTE (Union pour la Coordination du Transportd’Electricité), qui font l’objet d’un bilan annuel et d’un auditréalisé au moins une fois tout les deux ans.

En matière de gestion des crises :

. la définition d’une procédure d’alerte sans délai en casd’incidentet de rédaction d’un rapport d’alerte dans un délaide deux jours ouvrés à compter de la résolution de l’incident ;

. la définition d’une classification des incidents affectant leréseau public de transport ;

. la réalisation d’un plan de reconstitution du réseau en casd’incident de grande ampleur.

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Pylônes Beaubourg et Trianon sur les lignes à trèshaute tension (400 000 Volts et 225 000 Volts) entre

Saint Lô et Laval© Olivier Blaise/Médiathèque RTE

Cette politique est de plus en plus structurée en Franceautour des textes réglementaires évoqués précédemment etdes exercices de crise que réalise la DGEMP.

Toutefois, l’approche nationale ne suffit plus en matièrede sûreté du système électrique comme l’ont montré lacoupure généralisée italienne en 2003 et l’incident du 4novembre 2006. C’est pourquoi la France milite auprès desautres Etats membres pour la définition d’une politiqueeuropéenne intégrée de la sûreté électrique, avec laréalisation d’une échelle de classification commune desincidents « réseaux » et la création d’un centre decoordination des gestionnaires de réseaux de transport(GRT) européens. La DGEMP essaie en particulier deconcrétiser ces propositions dans le cadre d’un groupe detravail associant GRT, régulateurs et administrations duBénélux, d’Allemagne et de la France. L’incident du 4novembre 2006, spectaculaire par son ampleur, estrécemment venu servir d’appui aux propositions françaiseset ces dernières sont en grande partie reprises désormais parla Commission européenne. ■



Un exemple de défaillance du système électrique européen : l’incident du 4 novembre 2006

Dans la soirée du samedi 4 novembre 2006 à 21h38, le gestionnaire de réseau de transport allemand, E.ON, opère une coupureprogrammée d’une ligne électrique très haute tension 2x400kV sans coordination préalable avec les gestionnaires de réseauxvoisins. Cette coupure entraîne peu de temps après une série de déclenchements (coupures) par surcharge sur plusieurs lignesen Allemagne, Autriche et Croatie.Le réseau de l’Union pour la Coopération du Transport d’Electricité (UCTE) se sépare en 3 sous-réseaux déconnectés entre eux.L’Allemagne et l’Autriche sont littéralement coupées en deux. Au moment où se produit cette séparation imprévue, il n’y a pasd’équilibre entre la production et la consommation au sein de chacun de ces sous-réseaux, ce qui provoque des perturbationsimportantes dans chacun d’entre eux.Dans le réseau d’Europe de l’Ouest, la fréquence chute brutalement en raison d’un déficit de production. Conformément auxprocédures d’urgence prévues par les règles de l’UCTE, le seuil de fréquence de 49 Hz déclenche des délestages automatiquesdans tous les pays d’Europe de l’Ouest. La France est parmi les pays les plus touchés (5200 MW de délestage, soit 9,4% de saconsommation) mais ces coupures n’affectent pas les usagers les plus vulnérables. Ces délestages permettent un rétablissementde la fréquence au niveau normal de 50 Hz et, après stabilisation, une reprise progressive de l’alimentation des clients coupés.

@ Pour en savoir plus : www.industrie.gouv.fr/energie rubrique électricitéL’incident du 4 novembre 2006.

Carte des trois sous-réseaux européens déconnectés entre eux à 22h10

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Assurer des moyens de transport et de stockage adaptés aux besoinsL’accès des tiers aux stockages souterrains de gaz naturel

L’accès des tiers aux stockages souterrains de gaznaturelLa loi du 3 janvier 2003 relative aux marchés du gaz et de l’électricité et au service public de l’énergie prévoit, que « lesmodalités de la gestion de l’accès aux installations de stockage souterrain de gaz naturel sont définies par décret en Conseild’État ». À cet effet, le décret du 21 août 2006 relatif à l’utilisation des stockages souterrains de gaz naturel a été publié. Il a étécomplété par l’arrêté du 7 février 2007 précisant les droits unitaires de stockage.

Le rôle des stockages souterrains de gaznaturel en FranceDepuis le début des années 50, des stockages souterrains ontété développés par les compagnies gazières pour les raisonssuivantes :

- assurer la sécurité d’approvisionnement de notrepays ;

- faire face à la saisonnalité de la demande de gaznaturel ;

- permettre une gestion optimisée du réseau detransport en contribuant à l’équilibrage du système.

Les stockages européens de gazLa forte croissance de la demande en gaz naturel, ainsi quel’augmentation de la dépendance européenne vis-à-vis deses importations, ont conduit à une augmentation rapide descapacités de stockage européennes qui atteignentaujourd’hui 67 milliards de m3, soit 13% de laconsommation européenne annuelle. Les besoins destockage varient d’un pays à l’autre, en fonction de la part dugaz dans l’équilibre énergétique national, de son usage, duniveau de la production nationale quand elle existe, del’importance relative des capacités d’importation parrapport à la consommation et de la possibilité dedéveloppement de l’interruptibilité.

La consommation de gaz naturel est variable au cours del’année : elle peut atteindre en France 81 TWh par mois à lapointe de l’hiver et seulement 16 TWh en juillet-août. Lamodulation intra-annuelle (rapport entre les consommationsmensuelles minimale et maximale au cours d’une année) estainsi de l’ordre de 5 à 7, ce qui constitue un ratio trèsimportant comparé à la situation des principaux voisinseuropéens.

Cette demande très modulée au cours de l’année s’expliqueavant tout par le poids de l’utilisation du gaz naturel pour lechauffage (soit directement chez les clients individuels, soitau travers de la production d’électricité). En outre, les fluxd’approvisionnement étant rigides en comparaison de laconsommation en gaz au cours d’une année, le gaz naturelest injecté dans les stockages souterrains au cours de l’été etprélevé (soutiré) en période hivernale.

Le graphique suivant illustre ainsi cette variabilité etl’importance de la modulation chez les clients alimentés parle réseau de distribution.

Stockage souterrain de gaz naturel de Beynes Supérieur (78)© Noël Hautemanière/GDF



La pointe est la capacité maximale de soutirage journalière,elle est elle-même fonction de la pression du réservoir (etdonc du niveau de stock), des installations de surface, despertes de charge et du nombre de puits.

Depuis 2004, ces capacités de stockage sontcommercialisées principalement sous forme d’unités destockage qui associent à un volume utile, un débit desoutirage et un débit d’injection. En outre, les utilisateursdoivent respecter des contraintes de stock minimum etmaximum afin de protéger l’usage saisonnier de cesinfrastructures. Fin 2006, 16 sociétés de fourniture habilitéesdisposaient de contrats d’accès aux stockages français. Legestionnaire de stockage peut également offrir un serviced’équilibrage journalier qui permet à un fournisseur de voirses déséquilibres sur le réseau de transport compensés viales capacités de stockage qu’il a souscrites.

L’accès des tiers aux stockagessouterrainsL’accès des tiers aux stockages souterrains est aujourd’huiorganisé pour respecter le rôle principal de cesinfrastructures, c’est à dire, faire face à la saisonnalité de la

demande. C’est la raison pour laquelle le décret n°2006-1034 du 21 août 2006 maintient un ordre prioritaire d’accèsà ces infrastructures essentielles, comme l’autorisent ladirective de libéralisation du marché du gaz et celle relativeà la sécurité d’approvisionnement en gaz, auxconsommateurs domestiques (y compris ceux en habitatcollectif) et aux clients industriels français.

Chaque fournisseur dispose donc d’un droit d’accès à descapacités de stockage directement déduit des besoins demodulation des clients qu’il alimente. La loi n°2003-8 du 3janvier 2003 a mis en place un accès négocié (et non régulé)où les opérateurs de stockage établissent librement, sousréserve d’obligations de transparence et de nondiscrimination, leurs conditions commerciales.

L’élaboration de ce décret a comporté une consultationapprofondie, tant des gestionnaires de stockage que desdistributeurs, des fournisseurs, des clients industriels et desgestionnaires des réseaux. Un comité de suivi comportantl’ensemble des parties prenantes sur la mise en place del’accès des tiers aux stockages, poursuivra les échangesréalisés dans le cadre de cette concertation, afin d’optimiserle fonctionnement du dispositif.

Évolution de la demande de gaz et des injections de gaz dans les stockages

0

10

20

30

40

50

60

70

80

Janvier Mai Septembre Janvier Mai Septembre

TWh

Distributions publiques Industriels réseau de transportInjection dans les stockages

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L’organisation d’un accès des tiers aux stockages souterrainsde gaz autour de principes transparents, nondiscriminatoires, et contrôlés par l’administration permet degarantir notamment aux nouveaux fournisseurs (au nombrede 42 aujourd’hui sur le marché français), des flexibilitésindispensables pour répondre aux surplus de consommationdurant la période hivernale de leurs clients sans devoirreposer sur les seules souplesses des contratsd’approvisionnement ou des arbitrages des marchés «spot»,et ainsi de pouvoir développer leurs activités dans desconditions identiques à celles des opérateurs historiques.

Le décret traite conjointement pour les fournisseurs declients finals français de l’exercice de leurs droits d’accèsaux stockages, et de leurs obligations éventuelles en matièrede stockages et des contrôles afférents, afin de garantir lacontinuité de fourniture.

Les gestionnaires de stockage se voient, pour leur part,imposer des exigences de transparence concernant le niveaude stock et leurs règles d’allocation.

Les clients finals ont d’autant plus besoin de stockage pourêtre approvisionnés en gaz naturel que leur consommationest variable au cours de l’année. Cette variation est ■

représentée au travers d’un profil de consommation auquelest attaché un droit unitaire de stockage. Les profils sont unereprésentation des différents usages du gaz naturel (parexemple pour la cuisson, le chauffage chez des particuliersou pour la production d’électricité, la fabrication de produitschimiques chez des industriels) ; ils sont élaborés par lesgestionnaires de réseaux de transport et de distribution.

Par ailleurs, ce texte comprend aussi un double dispositif decontrôle pour sécuriser l’alimentation hivernale et unmaintien d’une gestion optimale des stockages dans le tempsafin de garantir la sécurité d’approvisionnement de laFrance :

- une obligation déclarative qui permet àl’administration de vérifier que les fournisseurs ont unrecours suffisant aux stocks de gaz naturel compte tenu deleurs autres moyens d’arbitrage, et qui autorise le caséchéant, l’imposition de stocks complémentaires, en cas demanquement avéré par les fournisseurs à leurs obligations,

- une obligation de constitution de stocks à l’entrée del’hiver pour les fournisseurs de clients domestiques ouassurant des missions d’intérêt général, à une hauteur de85% des droits liés à ces clients.

Les stockages souterrains en France

La France est aujourd’hui dotée de deux types de structure de stockages : les stockages en nappe aquifère et lesstockages en cavité saline. Quel que soit leur type, les stockages souterrains sont des structures physiquementcontraintes qui imposent de ce fait qu’ils soient régulièrement vidés et remplis - le pas de temps annuel est bienadapté - pour en optimiser les performances, ce qu’on appelle la respiration du stockage. C’est grâce à cetterespiration qu’un débit de soutirage du gaz naturel suffisant peut être garanti même en fin d’hiver, lorsquel’essentiel du gaz stocké a été prélevé.

Deux gestionnaires de stockage exploitent les stockages souterrains en France :. Gaz de France gère un parc de douze sites, dont neuf en nappe aquifère (centrés sur le Bassin parisien) et troisen cavité saline (dans le Sud-Est), représentant un volume total de 106 TWh (79% des capacités françaises),. TIGF exploite dans le Sud-Ouest, deux sites en nappe aquifère : Izaute et Lussagnet qui représentent un volumeutile total de 27 TWh (21% des capacités françaises).

Nombre de sites 14Volume utile 132 TWhDébit de soutirage maximal à l’occurrence de la pointe de froid 2 600 GWh/j

Caractéristiques des stockages souterrains français

Opérateurs : Gaz de France et TIGF



Fos

Larrau

Oltingue

Dunkerque

Obergailbach

Montoir

Biriatou

TaisnièresH / B

Etrez

Tersan ne

Manosque

Izaute

Lussagnet

ChemeryCere

Soings

St Illiers

St ClairGournay

Germigny Cerville

Beynes

Points d ’entrée

Site GDFSite Total

Aquifères

Cavités salines

Source : Gaz de France, TIGF

La répartition des stockages de gaz en France

Ces sites de stockage sont très inégalement répartis sur le territoire français, comme le montre la carte suivante.

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Le remodelage du secteur minier2006 : année marquée par la restructuration du secteur minier

2006 : année marquée par la restructuration dusecteur minierLa concentration minière, initiée en 2001 par la fusion des groupes australien BHP et britannique Billiton, s’est très fortementaccélérée en 2006. La concentration sans précédent du secteur minier pourrait avoir des répercussions sur la sécurité desapprovisionnements de la France en matières premières minérales.

En 2006, les métaux ont connu une très forte croissance deleur prix, notamment en raison de la demande soutenue de laChine, de l’Inde et du Brésil. Certains métaux ont ainsienregistré un déficit de production (offre insuffisante parrapport à une demande galopante), tandis que d’autres ontplutôt fait l’objet de spéculations.

Le prix élevé des métaux a entraîné la progression du coursdes actions des groupes miniers qui se sont trouvés ainsi enposition de force pour conclure des alliances ou des OPA.Ces groupes ont par ailleurs dégagé des bénéficessubstantiels leur permettant de disposer de liquiditésimportantes. Afin de répondre à la demande toujourscroissante en métaux et d’assurer leur pérennité, ils sedoivent de développer de nouveaux projets miniers, enrecourant à deux stratégies d’investissement :

- la croissance interne, par le développement de laprospection pour valoriser de nouveaux gisements (il s’agitd’opérations longues (15 à 20 ans) et incertaines) ;

- la croissance externe, par le rachat ou la prise departicipation dans des entreprises concurrentes disposantd’importantes réserves minières.

Les opérateurs miniers français ontinvesti pour développer de nouveauxprojets.Areva construit ainsi deux nouvelles usines d’extractiond’uranium au Kazakhstan sur le site de Muyunkum, et auCanada sur le gisement de Cigar Lake qu’elle avaitdécouvert en 1981. Elle mène également des campagnes deprospection de sites uranifères en Australie et au Canada.

Le groupe Eramet a choisi, pour sa part, de racheter en 2006l’entreprise canadienne Weda Bay Minerals. Cette entreprise

possède en effet en Indonésie un des plus grands gisementsde nickel non encore exploité au monde. Eramet Nickelenvisage ainsi le quasi-doublement de sa production après laconstruction d’une usine hydro-métallurgique d’unecapacité de 60 000 tonnes par an.

La concentration mondiale du secteurminier a également concerné laNouvelle-Calédonie, puisque les deuxentreprises conduisant un projet deconstruction d’usine de traitement denickel sur ce territoire ont été rachetéescourant 2006.La société canadienne Inco, qui détient un importantgisement de minerais latéritiques dans le sud de la Nouvelle-Calédonie, poursuit la construction d’une nouvelle usine deproduction de nickel et de cobalt « Goro Nickel », dont lamise en service est prévue en 2008 / 2009. En 2006, après demultiples rebondissements, elle a finalement fait l’objetd’une offre hostile lancée par le brésilien CVRD. Après laréussite de son OPA, le dirigeant de CVRD s’est rendu enNouvelle-Calédonie pour y rencontrer les autorités locales etmontrer son attachement au projet Goro Nickel.

Un autre projet de construction d’usine de traitement dunickel doit se concrétiser dans le nord de la Nouvelle-Calédonie. Ce projet, qui vise à valoriser les minerais issusdu gisement du « Koniambo », est mené en partenariat avecl’entreprise calédonienne SMSP et le groupe miniercanadien Falconbridge. Ce dernier a été racheté en 2006 parle géant suisse Xstrata qui étudie actuellement les modalitésde construction de l’usine du Koniambo.


Le remodelage du secteur minier2006 : année marquée par la restructuration du secteur minier

La concentration sans précédent dusecteur minier pourrait avoir desrépercutions sur la sécuritéd’approvisionnement.Portée par les industries chimique, automobile,aéronautique, spatiale, de défense et de transport, lademande en métaux reste soutenue en France. L’absence deressources minières métalliques sur le territoiremétropolitain place donc la France en situation dedépendance vis à vis de l’étranger pour sesapprovisionnements. La concentration du secteur minierrisque encore d’accroître cette dépendance, notamment si degrands opérateurs miniers étrangers obtiennent une situationde quasi-monopole leur permettant d’imposer leurs prix etde définir les conditions d’accès au marché.

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Acquéreur Cible Résultat Principaux métaux concernésXstrata (suisse) Falconbridge (canadien) Réalisé Cuivre, Zinc, Vanadium, Chrome, NickelCVRD (brésilien) Inco (canadien) Réalisé Fer, Alumine, Cuivre, Manganèse, NickelBarrick Gold (canadien) Nova Gold (canadien) Réalisé partiellement Or, CuivreRusal (russe) + Glencore (suisse) Sual (russe) En cours Alumine, AluminiumIamgold (canadien) Cambior (canadien) Réalisé OrGoldcorp (canadien) Glamis Gold (canadien) Réalisé OrKinross Gold (canadien) Bema Gold (canadien) En cours OrGold Fields (sud-africain) Western Area En cours OrLundin Mining (canadien) Eurozinc Mining (canadien) Réalisé Cuivre, Zinc, ArgentZinifex (australien) Umicore (belge) Rapprochement en cours ZincFreeport – McMoRan (américain) Phleps Dodge (américain) En cours Cuivre, Or, MolybdèneEramet (français) Weda Bay ( canadien) En cours Nickel, Manganèse

Les principales OPA / fusions / alliances dans le secteur minier en 2006

Des stratégies de concentration ou d’alliance industriellesentraînent une véritable redistribution des cartes, avecnotamment la création de géants mondiaux, titulaires deportefeuilles miniers très diversifiés. Outre la volonté decontrôle des ressources et de maîtrise technologique, cesopérations répondent aussi à des logiques financières.

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Le remodelage du secteur minierLa dissolution d’un établissement public : le cas de CDF

La dissolution d’un établissement public : le casde Charbonnages de FranceCharbonnages de France sera dissout au 31 décembre 2007, après que l’entreprise ait rempli toutes ses obligations ou quecelles-ci aient été transférées à une autre personne morale chargée de les remplir. Les importantes responsabilités quiincombent désormais à l’État font aujourd’hui l’objet d’un plan d’action pour l’après-mine technique. Les obligations sociales etpatrimoniales seront quant à elles gérées dès la disparition effective de l’exploitant, à travers la dévolution organisée par ledécret de dissolution.

L’arrêt d’exploitation de la dernière mine de charbon, le 23avril 2004, a constitué la fin d’une épopée industrielle deplus de 250 ans et le point de départ d’un nouvelle étape :l’après-mine. Bien que la mise en place du dispositif après-mine se poursuive dans ses dimensions sociales, techniqueset réglementaires, l’élément majeur de l’année 2007 reste ladissolution de l’établissement public Charbonnages deFrance (CdF).

La loi du 3 février 2004 portant création de l’AgenceNationale pour la Garantie des Droits des Mineurs(ANGDM) prévoit que la dissolution de CdF interviendra auplus tard quatre ans après la fin de l’exploitation de ladernière mine.

A l’image de l’impact de la disparition de l’Entrepriseminière et chimique au 1er janvier 2006, celle de CdF estemblématique en raison de la dimension historique etsymbolique que revêt la fin de l’industrie charbonnière enFrance et la disparition d’un établissement public de cetteenvergure, d’une part, et du fait de son caractère inédit,d’autre part.

La dissolution d’un établissement public de ce type pose àl’État un certain nombre de questions qui relèvent de savocation première de garant de l’intérêt général : commentcontinuer à respecter les droits des mineurs ? commentassurer la sécurité des populations dans les bassins miniers ?comment conserver la mémoire de cette aventurecharbonnière ?

L’année 2006 a été mise à profit pour préparer la dissolution- liquidation de CdF. L’État devra reprendre une partie desdroits et obligations de l’exploitant, tant sur le plan financierque social ou encore patrimonial, et à ce titre, il convientd’organiser leur transfert à d’autres structures.

La préparation du transfert à l’État desdroits et obligations de CdFEn matière sociale

L’Agence nationale pour la garantie des droits des mineurs(ANGDM) a été créée au 1er janvier 2005 en vue d’assumerles obligations des employeurs - anciens exploitants miniers- vis-à-vis des mineurs et ayants droit.

L’Agence Nationale pour la Garantie desDroits des Mineurs : vers une démarche de

progrès

L’Agence nationale pour la garantie des droits des mineurs(ANGDM), établissement public administratif, a été créée par la loidu 3 février 2004, afin de gérer, par voie conventionnelle pour lecompte des exploitants, les mesures d’âges (notamment lescongés charbonniers de fin de carrière) puis d’assurer l’ensembledes « obligations de l’employeur « vis-à-vis des mineurs qui neseront pas encore en situation de retraite, après disparition desexploitants.La signature par l’ANGDM d’un contrat triennal d’objectifs et deperformance avec l’État témoigne de son engagement sur unedémarche de progrès à moyen terme, en vue de l’amélioration desa qualité de service. Ce contrat prévoit, notamment, que l’Agenceétablisse et rende public un calendrier des mises en paiement,mette en place une unité de centralisation des réclamations, uncomité d’audit interne et une cellule de contrôle de gestion, refondeson système informatique et adopte une nouvelle comptabilitéanalytique.



Le transfert des droits sociaux de CdF vers l’ANGDM esteffectif depuis 2005 pour l’ensemble des personnelsretraités. Les relations entre les deux établissements publicssont ponctuées par de nombreuses rencontres permettant àl’Agence de se substituer progressivement à CdF dans tousses droits et obligations sociales.

En matière technique

Conformément aux dispositions du code minier, CdF, en tantqu’ancien exploitant minier, a été amené à réaliser denombreux travaux d’aménagement et de réhabilitation de sessites miniers. Titulaire de 261 concessions, l’entreprise amené à terme la quasi totalité des travaux qui lui ont étéprescrits, et se concentre aujourd’hui sur les travaux àréaliser dans le bassin Lorrain, dernière région à avoir misfin à ses activités extractives.

La loi du 3 février 2004 prévoit que la dissolution de CdF nepourra être effective qu’à condition que « cet établissementait rempli toutes ses obligations liées à la fin des concessionsminières ou que celles-ci aient été transférées à une autrepersonne morale chargée de les remplir «. Dans ce contexte,et en vue de respecter le calendrier imparti, l’État a décidé delaisser à la future structure de liquidation la gestion destravaux qui auront été engagés en 2007 par CdF.

Pour sa part, l’État assurera dès 2008 la maîtrise d’ouvragedes travaux qui devront être engagés après la dissolution del’établissement, la maîtrise d’ouvrage déléguée étant confiéeau Département Prévention et Sécurité Minière du BRGM(DPSM), qui est chargé depuis le décret du 4 avril 2006,d’assurer les missions d’après-mine technique pour lecompte de l’État.

En matière patrimoniale

Dans le cadre de la préparation de sa disparition, CdF, enlien avec la DGEMP et l’Agence des participations de l’État,a mené de nombreuses actions de cessions de sonpatrimoine, de ses filiales et de ses participations. L’État severra transférer, par la voie du décret de dissolution,l’ensemble du patrimoine mobilier et immobilier del’entreprise à l’exception des biens placés sous compromisde vente, à charge pour lui de gérer ces biens et de lesremettre en dotation à des services dits affectataires, quiauront pour obligation de les entretenir et d’en assurer lasécurité.

En matière financière

Du fait de la fin de son activité extractive en 2004, mais ausside la baisse de rentabilité économique de l’activité

charbonnière dans les années 90, CdF a financé la réalisationde ses obligations à la fois sur ses ressources propres maiségalement grâce à l’emprunt.

La dette de CdF s’élève aujourd’hui à 2,4 milliards d’€.L’État sera amené à reprendre la gestion de cette dette, parailleurs, déjà introduite dans le montant global de la dette del’État.

Les étapes de la dissolution etl’ouverture de la liquidationLes missions qui n’auront pas été réalisées avant le 31décembre 2007 seront portées à la charge de la structure deliquidation. Sur la base de l’expérience tirée de ladissolution de l’Entreprise minière et chimique, effective en2006, l’objectif poursuivi par les groupes de travailpréparatoires à cette dissolution est de réduire l’activité de lastructure de liquidation au stricte minimum.

En effet, dès lors que l’entreprise aura disparu et que sespersonnels auront pour l’essentiel fait l’objet d’une mesured’âge ou d’un reclassement, conformément au plan desauvegarde de l’emploi, il sera difficile pour la structure deliquidation de mener à bien, dans des délais raisonnables, lesopérations non soldées (cessions, gestion de contentieux,réalisation de travaux miniers engagés par CdF en 2007,etc...). Il conviendra donc de transférer le maximum deresponsabilités à l’État, dont il attribuera la gestion à sesétablissements publics compétents (DPSM du BRGM,ANGDM).

Dès parution du décret de dissolution, un liquidateur seranommé. Il aura pour mission de mener à bien les opérationsconfiées à la structure de liquidation pour une période qui nedevrait pas excéder 3 ans.Dans un contexte budgétaire difficile, l’État doit mener unepolitique de mutualisation et de rationalisation de sesmoyens. Cette politique de recentrage de ses missions se faitdans le respect des choix stratégiques de la France enmatière énergétique. C’est ainsi que la dissolution desentreprises minières publiques permet à l’État de s’engagerdans cette nouvelle voie qui consiste à réduire le nombred’établissements publics dont l’activité n’apparaît à la foisaujourd’hui plus rentable économiquement, ni adaptée auxbesoins des populations.

Après avoir procédé à la dissolution de l’Entreprise minièreet chimique en janvier 2006, le monde minier va connaîtrecette année une nouvelle étape significative qui marquera lafin d’une formidable aventure humaine et technique.

114


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La disparition des Charbonnages de France au 31 décembre2007 requiert encore de l’État d’organiser le transfert auxorganismes spécialement créés à cet effet des obligationssociales et techniques de CdF, qui devront perdurer au-delàde la disparition de l’entreprise.

L’action de l’État dans ce domaine se poursuivra ensuite en2008 avec la préparation de la dissolution des Mines depotasse d’Alsace, société anonyme rattachée directement àl’État, et marquera cette fois, la disparition totale desexploitants miniers publics.

Découverte de Decazeville (Aveyron) avant réhabilitation© Photothèque Charbonnages de France

Découverte de Decazeville (Aveyron) après réhabilitation© Photothèque Charbonnages de France


Organigrammede la

DGEMP

116

1re sous-directionApprovisionnementen hydrocarbures

Philippe GeigerTél : 01 44 97 25 45

2e sous-directionIndustrienucléaire

Cyrille VincentTél : 01 44 97 09 85

3e sous-directionRaffinage etlogistiquepétrolière

Philippe GuillardTél : 01 44 97 08 80

4e sous-directionMines etmatières

premières

François RaymondTél : 01 44 97 07 54

Direction des ressources énergétiques et minérales

Directrice : Sophie Galey-LerusteTél : 01 44 97 05 35

1 AIndustrie pétrolière

et parapétrolière

Patrick LeverinoTél : 01 44 97 09 20

2 APolitiques publiques

et tutelle

Thomas BrancheTél : 01 44 97 02 82

3 ARaffinage

Yves LemaireTél : 01 44 97 25 22

4 ACharbon et

reconversion minière

Corinne VaillantTél : 01 44 97 09 41

4 BSous-sol, mines,

métallurgie, matériauxde construction

Xavier FoataTél : 01 44 97 05 91

3 BStockages

et logistiquepétrolière

Patrick LeblancTél : 01 44 97 09 25

2 BAffaires

extérieures

JeanneMarcucci-DemeureTél : 01 44 97 06 15

1 BExplorationproduction

des hydrocarbures

Carole MercierTél : 01 53 94 14 80

1 CApprovisionnements

internationaux

Fabrice NoilhanTél : 01 44 97 08 96

2 CRéglementation etaffaires techniques

Jean JavanniTél : 01 44 97 02 91

3 CPrix, marges

et fiscalité

Nadine DelmestreTél : 01 44 97 08 95

4 CLégislation

minière

Louis SanchezTél : 01 44 97 02 66

SNOI (1)

SCM

Jean-Yves CrenTél : 01 44 97 02 11

(1) Service national des oléoducsDir

ecti

on

gén

éra

le d

e l’é

nerg

ieet d

es

Mati

ère

s p

rem

ière

s


Directeur général :Pierre-Franck Chevet - Tél : 01 44 97 02 45

Adjoint au directeur général :N ... - Tél : 01 44 97 02 55

5e sous-directionDemandeet maîtrisede l’énergie

Pascal DupuisTél : 01 44 97 25 52

6e sous-directionÉlectricité

Pierre FontaineTél : 01 44 97 07 37

7e sous-directionGaz

et distributiondes énergies

fossiles

Florence TordjmanTél : 01 44 97 26 77

8e sous-directionSynthèse

et stratégieinternationale

BéatriceJulien de Lavergne

Tél : 01 44 97 02 41

Observatoirede l’économiede l’énergie

et des matièrespremières

Richard LavergneTél : 01 44 97 06 03

Secrétariatgénéral

JocelyneBeauvois-Sandras

Tél : 01 44 97 02 48

Chargésde mission

Philippe LorecTél : 01 44 97 02 55

Martine MaillardTél : 01 44 97 07 07

Conseiller

Jean-PhilippeSchweitzer

Tél : 01 44 97 07 14

Direction de la demande et des marchés énergétiques

Directeur : Pierre-Marie AbadieTél : 01 44 97 27 74

5 ADemande

énergétique

Vivien Tran ThienTél : 01 44 97 26 92

6 AProductionélectrique

Max-André DelannoyTél : 01 44 97 09 59

7 AAffaires techniques,

transportet distribution gaz

Jean-Pierre HoluigueTél : 01 44 97 09 60

8 ASynthèse

Claude BazileTél : 01 44 97 05 65

10 AAnalyses

statistiques

Bernard NanotTél : 01 44 97 07 33

10 B/CExploitation

et valorisationdes travaux -

mission étudeset prospectives

N ...Tél : 01 44 97 08 86

8 BStratégie

internationale

Pascal SchusterTél : 01 44 97 09 63

7 BAffaires

économiques

Arnaud BoulangerTél : 01 44 97 05 67

6 BRéseaux

de transportet de distribution

Jean-Philippe RoudilTél : 01 44 97 05 75

5 BÉnergies renouvelableset techniques nouvelles

Jacques LengyelTél : 01 44 97 26 82

5 CUtilisation rationnelle

de l’énergie

N ...Tél : 01 44 97 26 73

6 CAffaires économiques

et tarifaires

N ...Tél : 01 44 97 26 23

7 CMarché intérieur

du gaz

Pascal Dumas de RaulyTél : 01 44 97 07 75

6/7 DAffaires sociales

et statutaires

Tél : 01 44 97 .. ..

Missionréglementation

électriqueet régulation

Catherine LouisTél : 01 44 97 09 13

STEEGB (2)

SCN

Jean-Marc KahanTél : 01 44 97 09 92

(2) Service technique de l’énergie électriqueet des grands barrages

Organigramme au 26 juillet 2007

Conception graphiqueStudio du Sircom

ImpressionActis, 48, rue de l'Arbre Sec75001 Paris

RoutageSFDD Logistique39/49, rue Henri Gautier93000 ZI des VignesBobigny

Dépôt légalMai 2007N° ISSN : 1291-2123

Direction générale de l’Énergie et des Matières premières

Directeur de la publicationPierre-Franck Chevet

Directeur adjoint Philippe Lorec

Rédactrice en chef Martine Maillard

Comité de rédactionPierre FontainePhilippe GuillardRichard LavergnePhilippe LorecMartine MaillardJean-Philippe Schweitzer

Secrétaire de rédactionAnna Delay

Disponible sur internetwww.industrie.gouv.fr/energie(publications)

Crédits photographiques :– L'Espace Photo Gaz deFrance / Philippe Dureuil– Total– EDF– Catherine Seguin/Ademe2000

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TÉLÉCOPIE: 01 44 97 09 11


annuel 2006 - euro-petrole.com · consortium formé de sept entreprises (air liquide, alcan,...

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