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R. Lavergne 22/10/2008

Essai d’évaluation de la situation énergétique de l a France à l’horizon 2020 du fait de l’application et de l’a tteinte des objectifs du projet de loi « Grenelle de l’environn ement »

Document de synthèse

Le présent document constitue la synthèse d’une simulation des consommations d’énergie et des émissions de CO2 qui résulteraient de l’application et de l’atteinte des objectifs de la loi « Grenelle 1 », telle qu’elle a été déposée à l’Assemblée nationale à l’été 2008. L’incertitude sur l’effet des mesures envisagées, tant en intensité qu’en délai d’application, a conduit à présenter un « scénario énergétique central », sur lequel différents exercices de sensibilité ont pu être testés. Plus précisément, il s’agit de décrire :

1. d’une part, l’ensemble des consommations d’énergie finale d’ici 2020, non seulement dans les secteurs d’activité plus particulièrement concernés par le « Grenelle 1 » (bâtiment, y compris les consommations d’électricité spécifiques, transports), mais aussi dans le secteur de l’industrie en appliquant à ce dernier les dispositions prévues par le « Paquet énergie – climat » de la Commission européenne, pour ce qui en relève (secteur dit « ETS ») ;

2. d’autre part, l’évolution sur la même période de la branche énergie (notamment le système électrique correspondant à la demande finale précitée) qui est affectée à la fois par les contraintes de ce Paquet énergie – climat (« ETS ») et par la modification de la demande d’énergie qui lui est adressée.

Il en résulte ainsi des « bilans énergétiques » complets, à la fois en offre (importations comprises) et en demande d’énergie pour la France, à l’horizon 2020, qui permettent d’effectuer des analyses de la situation énergétique de la France sous toutes ses facettes (efficacité énergétique, émissions de CO2, sécurité d’approvisionnement, investissements en infrastructures, etc.).

1. Mise au point d’un scénario énergétique « Grenelle »

En avril 2008, le MEEDDAT (DGEMP) a publié1 un scénario énergétique dit « de référence à caractère tendanciel », à l’horizon 2020-2030. Ce type de scénarios est produit tous les quatre ans, à la demande de l’Agence Internationale de l’Energie (AIE) qui peut ainsi, entre autres, actualiser ses scénarios mondiaux (« World Energy Outlook »). Plus précisément, il s’agissait de représenter ce que deviendrait la situation énergétique de la France si aucune politique ou mesure nouvelle, autre que celles déjà en place ou décidées au 1er janvier 2008, donc, en particulier, avant mesures issues du « Grenelle de l’environnement », n’était prise affectant cette situation (ni pour l’améliorer, ni pour la dégrader).

Bien qu’à caractère tendanciel, l’évolution du système énergétique correspondant à ce scénario était supposée s’effectuer dans un contexte de « sagesse conventionnelle » anticipant des choix politiques et des comportements des agents économiques pouvant être considérés comme « raisonnables », de sorte qu’il ne s’agit pas d’un scénario « repoussoir ». Il s’avère cependant tout à fait inapproprié en terme de développement durable, par exemple en étant loin d’atteindre tant les objectifs communautaires que ceux du « Grenelle de l’environnement », que ce soit avec les émissions de CO2 qui croissent jusqu’à 2020 et même s’accélèrent ensuite jusqu’à 2030 (du fait des transports et de la production d’électricité), qu’avec la part d’énergies renouvelables dans le mix énergétique.

En complément à cet exercice, le MEEDDAT a donc bien entendu souhaité disposer d’un scénario simulant l’effet des mesures et des objectifs prévus par le projet de loi « Grenelle 1 », à l’horizon 2020, de façon à pouvoir en évaluer l’ambition et l’impact. L’étude correspondante a été conduite selon une méthode similaire au scénario de référence (avec notamment le même comité de liaison 1 A l’adresse Internet : www.industrie.gouv.fr/energie/prospect/pdf/scenario-2008.pdf

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interministériel) et en s’appuyant, chaque fois que possible, sur des hypothèses cohérentes permettant de comparer les résultats. Il a été jugé nécessaire de bâtir plusieurs scénarios contrastés. En « compte central », un seul scénario énergétique a été retenu, à partir duquel des exercices de sensibilité ont été « testés » en faisant varier des paramètres (sévérité de contrôle des mesures, évolution du progrès technique, prix des énergies, etc.) de façon à prendre en compte l’étendue des avis des experts sur l’effet des actions envisagées.

La modélisation a été effectuée en réunissant, entre autres, les compétences du CGDD (réconciliation entre offre et demande d’énergie pour obtenir des scénarios énergétiques « complets », établissement de bilans énergétiques en conformité avec le format officiel toutes formes d’énergie rassemblées, variantes sur le système énergétique, évolution du secteur des transports, etc.), de la DGEC (notamment PPI2 et coûts de production de l’électricité), de RTE (modélisation du système électrique), de l’IFP (modélisation de l’approvisionnement pétrolier), d’Enerdata (modélisation de la demande d’énergie finale) et de l’Ademe (effets du « Grenelle » sur la demande d’électricité des équipements et, plus généralement, d’énergie dans le bâtiment et les transports).

Les hypothèses macro-économiques du scénario « de référence » ont été reprises autant que faire se pouvait dans ces simulations. S’agissant des prix des énergies auprès du consommateur final, la validation s’est faite « ex-post » en constatant que les fortes économies d’énergie réalisées d’ici 2020 entraînent une baisse des coefficients budgétaires de l’énergie, ce qui laisse entrevoir que la fiscalité pourrait être utilisée pour maintenir l’effet-prix auprès du consommateur final à des niveaux comparables à ceux du scénario « de référence ». Néanmoins, il n’a pas été possible de chiffrer le montant de cette fiscalité dans le cadre de l’étude.

Pour la modélisation du secteur « ETS », le prix du quota de CO2 ne pouvait cependant pas être maintenu à 22 €/tCO2 ou 24 €/tCO2, comme dans le scénario de référence. Pour le secteur « ETS », il a été relevé à 35 €/tCO2 en 2020, niveau intermédiaire entre les prix calculés dans l’étude d’impact3 du Paquet énergie climat de la Commission européenne, de 30 €/tCO2 à 39 €/tCO2, voire 44 €/tCO2, en fonction notamment de l’effet des mécanismes de flexibilité. Sur le secteur « hors ETS », il n’a pas été besoin de définir de valeur du carbone, compte tenu de la prégnance des politiques et mesures du « Grenelle ». Rappelons cependant que la valeur « tutélaire » du carbone fixée par la Commission « Quinet » du Centre d’Analyse Stratégique (rapport d’étude4 paru en mai 2008) s’élève à 56 €/tCO2 en 2020 et 100 €/tCO2 en 2030.

En ce qui concerne le nucléaire, le parc a été maintenu à l’identique du scénario de référence, considérant que le 2ème EPR annoncé par le Président de la République lors de son discours au Creusot le 3 juillet 2008, fait partie des 65,4 GW atteints à partir de 2012, niveau maintenu constant jusqu’en 2030, quels que soient les remplacements ou éventuels allongements de durée de vie.

Pour ce qui est du développement des énergies renouvelables, les potentiels identifiés par le COMOP 10 du « Grenelle de l’environnement » ont été repris, avec un total de 20 Mtep supplémentaires par rapport à aujourd’hui, à quelques détails de répartition près lorsqu’il semblait exister une ambiguïté (voir en annexe) Il n’a pas été envisagé d’exercice de sensibilité sur cette contribution des énergies renouvelables au mix énergétique de la France.

2 PPI : programmation pluriannuelle des investissements de production d’électricité, en dernier lieu à l’horizon 2015 (arrêté du 7 juillet 2006, J.O. du 9 juillet). 3 Téléchargeable sur Internet à l’adresse : http://ec.europa.eu/energy/climate_actions/doc/2008_res_ia_en.pdf 4 Téléchargeable sur Internet à l’adresse : www.strategie.gouv.fr/IMG/pdf/Valeur_tutelaire_du_carbone-rapport_final-6juin2008.pdf

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2. Description du « scénario énergétique central »

2.1. Consommation finale d’énergie

Les hypothèses spécifiques à ce scénario sont celles résultant d’une interprétation aussi littérale et consensuelle que possible des articles du projet de loi5 complétés, le cas échéant, par les rapports des COMOP 1 et 3 du « Grenelle de l’environnement ». Ne sont présentés ci-après que quelques-uns des thèmes du « Grenelle » pour lesquels il existait un débat en ce qui concerne leur compréhension ou le calendrier de leur effet, de sorte qu’il y a des différences dans leur représentation sous forme de scénario. Il convient cependant de se référer au rapport complet de l’étude pour avoir une vision complète du scénario.

L’article 4 du projet de loi prévoit que « toutes les constructions neuves faisant l’objet d’une demande de permis de construire déposée à compter de la fin 2012 et, par anticipation à compter de fin 2010 s’il s’agit de bâtiments publics et de bâtiments affectés au tertiaire, présentent une consommation d’énergie primaire inférieure à un seuil de 50 kWh/m²/an en moyenne, ce seuil étant modulé en fonction de la localisation, des caractéristiques, de l’usage et des émissions de gaz à effet de serre des bâtiments ». Ce seuil exprimé en énergie primaire6 (EP) est supposé dans la présente étude ne s’appliquer que pour les seuls usages7 de chauffage, d’eau chaude sanitaire, de ventilation et d’éclairage, après déduction de l’apport éventuel in-situ du solaire thermique ou de la biomasse « directe » (l’apport éventuel d’électricité photovoltaïque n’est pas déduit car elle est considérée comme systématiquement raccordée au réseau et non utilisée sur site).

Par exemple pour un logement « tout électrique », le seuil de 50 kWh/m² en EP correspond à une énergie finale consommée d’environ 20 kWh/m² (des apports in-situ en solaire thermique, par exemple, étant admis en complément) qui se décompose, approximativement, en 5 kWh/m² de chauffage, 6 kWh/m² d’eau chaude sanitaire, 7 kWh/m² de ventilation (double flux) et 2 kWh/m² d’éclairage. Pour un logement chauffé au gaz, cet équivalent en énergie finale devient 36 kWh/m² qui se décompose en 15 kWh/m² de chauffage et 12 kWh/m² d’eau chaude sanitaire, les autres valeurs étant inchangées.

L’objectif de réduction uniforme de 38% dans le bâtiment existant (article 5) est comprise comme s’appliquant à l’énergie primaire consommée pour le chauffage et l’eau chaude sanitaire par l’ensemble des bâtiments construits avant 2008, hors apports solaires thermiques et utilisation du bois (base du chiffrage retenu dans le COMOP 3). Compte-tenu des réglementations thermiques successives mises en place depuis 1974, le niveau moyen de consommation des bâtiments par m² est très variable selon l’âge du bâtiment et l’objectif global de 38% sur l’ensemble du parc correspond à des niveaux d’exigence différents selon cet âge.

Compte-tenu de la structure actuelle du parc de bâtiments et des niveaux de performance actuels, l’objectif global a été structuré de la façon suivante :

• bâtiments antérieurs à 1975 : objectif de réduction en consommation primaire de 47% ; • bâtiments construits entre 1975 et 1990 : objectif de réduction en consommation primaire de 23% ; • bâtiments construits après 1990 : objectif de réduction des consommations primaires de 14%. L’interprétation de l’article 16 du projet de loi sur l’efficacité énergétique est conforme à celle faite par l’Ademe dans un document sur « l’évaluation des potentiels d’économies d’électricité liés à l’application des mesures proposées pour le secteur du bâtiment dans le cadre du Grenelle de

5 Tel qu’il peut être téléchargé sur Internet à l’adresse : www.assemblee-nationale.fr/13/pdf/projets/pl0955.pdf 6 Pour l’électricité, le coefficient de passage entre énergie primaire et énergie finale a été maintenu égal à 2,58 comme certains textes récents en font état (notamment l’arrêté du 15 septembre 2006 relatif aux diagnostics de performance énergétique). 7 Conformément à l’arrêté du 3 mai 2007 relatif au contenu et aux conditions d’attribution du label « haute performance énergétique » (J.O. du 15 mai 2007).

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l’environnement ». L’évolution des consommations spécifiques s’appuie également sur les travaux de cette Agence.

Concernant le chapitre III sur les transports du projet de loi, le périmètre sur lequel est défini l’objectif de réduction des émissions de CO2 est compris comme celui qui s’applique aux inventaires d’émissions au sens UNFCCC, soit l’ensemble des transports intérieurs, transports entre la métropole et les DOM compris, mais non compris les transports maritimes ou aériens internationaux. Les projections de trafic aérien et maritime intérieurs sont celles établies par le CITEPA en relation avec les administrations concernées (notamment la DGAC) à l’occasion de la 4ème Communication Nationale sur le Changement Climatique, dans le scénario dit « avec mesures existantes ».

Pour le transport de fret, s’agissant des reports modaux de la route vers le rail consécutifs aux dispositions du projet de loi à l’horizon 2020, le niveau retenu est celui estimé par RFF, soit 8,2 milliards de tonnes-km (d’autres estimations envisageant 10 milliards de tonnes-km).

L’objectif de transfert modal pour le transport urbain de passagers pour 2020 est celui que le GART (Groupement des Autorités Responsables de Transport) a retenu dans le plan de développement des transports collectifs qu’il a présenté lors du Grenelle de l’environnement.

S’agissant des émissions moyennes de CO2 de l’ensemble du parc de véhicules particuliers en circulation à ramener d’ici 2020 de 176g CO2/km à 130 gCO2/km (article 12), cet objectif est à rapprocher des accords « Merkel-Sarkozy » visant à imposer 130 gCO2/km sur l’ensemble des immatriculations neuves dès 2012 et 110 gCO2/km en 2020, lesquels aboutissent de fait à un niveau moyen du parc de l’ordre de 130 gCO2/km en 2020. Une incertitude demeure toutefois sur la façon de prendre en compte l’éventuel développement des véhicules électriques et des « hybrides rechargeables » (plug-in). Dans ce scénario central, on considère que les normes évoquées ci-dessus s’appliquent exclusivement aux véhicules MCI (moteurs à combustion interne) et que le développement du recours à l’électricité de réseau demeure marginal jusqu’en 2030. Le démarrage industriel et commercial des hybrides « plug-in » et des voitures électriques est supposé s’effectuer à partir de 2015.

Comme indiqué ci-dessus, dans ce scénario, l’interprétation de l’article 4 a) du projet de loi « Grenelle 1 » est que la consommation d’énergie concernée par le seuil de 50 kWh EP /m² est supposée ne pas se référer aux usages d’électricité spécifique autres que l’éclairage ; la production d’énergie renouvelable à destination de tiers, dont le photovoltaïque, n’est pas prise en compte dans la norme « BBC » (basse consommation d’énergie).

Consommation finale énergétique du scénario central : une rupture dès 2010 Par forme d’énergie Mtep 1990 2005 2010 2020 2005-2010 2010-2020 Pétrole 66 66 61 46 -1,6% -2,8% Gaz 24 33 36 27 1,7% -2,7% Charbon 9 6 5 5 -3,5% -1,3% Electricité 26 36 40 39 2,3% -0,3% Chaleur 2 4 5 6 Autres 11 9 14 17 8,4% 2,0% dont biogaz 1 dont biocarburants 3 4 4,3% Total 139 155 161 140 0,8% -1,4%

Par secteur Mtep 1990 2005 2010 2020 2005-2010 2010-2020 Industrie 39 40 41 44 0,3% 0,6% Résidentiel 41 45 47 36 1,1% -2,7% Tertiaire 18 23 24 16 1,6% -4,1% Transports 37 44 45 41 0,7% -0,8% Autres 3 3 3 3 Total 139 155 161 140 0,8% -1,4%

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Avec 140 Mtep en 2020, la consommation finale énergétique totale retrouve à cet horizon quasiment son niveau de 1990, en déclinant de 1,4% par an entre 2010 et 2020. Avec un PIB en croissance maintenue de 2,1% par an, cette évolution correspond à une amélioration de l’efficacité énergétique de 3,5% par an, alors que la loi POPE du 13 juillet 2005 n’envisageait qu’une baisse de 2,5% par an d’ici à 2030.

Consommation d’énergie finale, énergétique et non énergétique, dans le scénario de référence (à gauche) et dans le scénario Grenelle « central » (à droite), par forme d’énergie (en Mtep)

Consommation d’énergie finale, énergétique et non énergétique, dans le scénario de référence (à gauche) et dans le scénario Grenelle « central » (à droite), par secteur (en Mtep)

Les ruptures par rapport à la tendance dans le scénario Grenelle apparaissent particulièrement dans la quasi stabilisation de la consommation finale d’électricité , à environ 39 Mtep, soit 453 TWh, et la chute de 20 Mtep de la consommation de produits pétroliers, sur 2005-2020, soit –30% par rapport à aujourd’hui. La consommation de gaz baisse de 18% dans le même temps (mais cette dernière baisse est atténuée par une légère hausse de consommation pour produire de l’électricité).

L’ambition de ce scénario se révèle aussi dans les fortes baisses sectorielles sur la décennie 2010-2020 : dans le tertiaire (-4,1% par an, alors qu’il s’agit du secteur qui connaît actuellement la plus forte croissance) et dans le résidentiel (-2,7% par an), tandis que les transports sont moins impactés (-0,8% par an). Par contraste, l’industrie croît sensiblement plus (0,6% par an) que sa tendance récente qui est à la baisse (mais la modélisation du secteur de l’industrie ayant peu varié au scénario de référence, il est possible que la consommation d’énergie dans l’industrie d’ici 2020 ait été surévaluée).

Si l’on s’attache aux évolutions comparées de la consommation finale d’électricité et de gaz par secteur, il apparaît que l’industrie est peu affectée pour l’électricité, alors qu’elle est plus sensible aux substitutions possibles au profit du gaz. Dans le secteur du bâtiment, l’effet de la baisse de 38% de la

Mtep Mtep

Mtep Mtep

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consommation d’énergie du parc existant (art. 5 du projet de loi) est structurant. Ajouté aux efforts dans le bâtiment neuf, elle conduit, par rapport à aujourd’hui, à une légère baisse pour l’électricité et à une chute de –41% pour le gaz (ces évolutions étant atténuées dans le scénario « différé »).

Évolution comparée de la consommation finale, par secteur, d’électricité (à gauche) et de gaz (à droite), selon le type de scénario, en 2020 et, pour le « tendanciel », en 2030.

2.2. Consommation primaire d’énergie

La consommation primaire d’énergie exprime les besoins d’énergie les plus complets, avant perte et transformations du système énergétique. Elle est exprimée en Mtep, en conformité avec les conventions internationales fixées par la Commission européenne, l’AIE et l’ONU.

Dans le scénario de référence, cette consommation progresse à un rythme de +0,8% par an en moyenne sur 2006-2020 (+0,7% sur 2006-2030), avec une forte hausse des énergies renouvelables (+2,9% par an) et du gaz (+2,8% par an), surtout dans ce dernier cas pour la production d’électricité. Elle se caractérise également par une stagnation du pétrole (-0,1% par an) et de l’électro-nucléaire non exporté (+0,5% par an), tandis que le charbon régresse sensiblement (-1,5% par an).

Au contraire, dans le scénario « Grenelle », la consommation d’énergie primaire est orientée à la baisse, avec -0,3% par an en moyenne sur 2006-2020 (alors que pour le scénario « différé », il y a stabilisation). On observe, comme il se doit, une très forte hausse des énergies renouvelables (+19 Mtep par rapport à 2006, soit +5,2% par an). Par ailleurs, la consommation de gaz régresse légèrement (-0,5% par an), l’électro-nucléaire non exporté stagne (-0,2% par an), tandis qu’il y a une sensible baisse du pétrole (-1,5% par an) et une chute du charbon (-6,4% par an).

TendancielTendanciel

Grenelle

centralGrenelle

central

Grenelle

différé Grenelle

différé



Grenelle

centralGrenelle

central

Grenelle

différé Grenelle

différé


Électricité en TWh Gaz en TWh PCS

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Consommation d’énergie primaire dans le scénario de référence (à gauche) et dans le scénario Grenelle « central » (à droite), par forme d’énergie (en Mtep)

2.3. Évolution de la branche électricité

La méthodologie de modélisation du système électrique est la même que celle utilisée pour le scénario « de référence » en adaptant les hypothèses et les consommations finales d’électricité à celles des deux scénarios identifiés.

Pour mémoire, la modélisation réalisée par RTE comprend trois étapes :

• élaboration des projections de consommation intérieure nette d’électricité en 2020 en sommant les consommations finales sectorielles issues de la modélisation d’Enerdata, la consommation électrique du secteur énergie et les pertes sur les réseaux électriques, puis reconstitution des puissances électriques correspondantes, les sous-secteurs étant regroupés en fonction de l’homogénéité de leur profil de charge ;

• description des éléments constitutifs du parc de production (devenir du parc existant, futurs moyens disponibles) ;

• étude de l’adéquation entre l’offre et la demande d’électricité (besoins en puissance, bilan électrique, ajustement du parc thermique classique, solde exportateur, ratio ENR, émissions de CO2) ; le risque de « défaillance » pris en considération est maintenu inférieur à trois heures par an en espérance sur toute la période, soit le même critère que celui utilisé dans le « Bilan prévisionnel » de RTE.

La mise en place de la loi « Grenelle » entraîne un renforcement important de l’isolation dans le bâtiment ancien, des possibilités de PAC (pompe à chaleur) air/air en rénovation et la pénétration du label BBC dans le neuf (convecteurs ou PAC).

Pour le chauffage, il existe un gisement important de transfert d’énergies fossiles vers l’électricité si le chauffage au fioul du résidentiel (environ 8 Mtep) était abandonné au profit de PAC haute température (COP 3), ce qui constitue un potentiel de 25 TWh et représente une diminution de 70% de la consommation finale d’énergie (-30% en primaire). il convient de noter que le parc résidentiel chauffé à l’électricité est en moyenne plus jeune et mieux isolé que l’ensemble, de sorte que les solutions techniques d’amélioration sont plus chères, rapportées au kWh économisé.

Une conséquence du développement des PAC est qu’elle accroît la sensibilité de la demande d’électricité aux températures très basses, ce qui peut entraîner des besoins de renforcement des réseaux électriques et d’accroissement de la capacité en moyens de production « de pointe ».

L’application du « Grenelle » entraîne une forte amélioration de l’efficacité énergétique dans de nombreux usages spécifiques de l’électricité, par exemple grâce à un éclairage nettement plus efficace (et avec un effet « rebond » probablement peu significatif) ou grâce à une accélération de la baisse des consommation des appareils en veille. Il est cependant possible que des effets « rebond » significatifs apparaissent, par exemple en lien avec le renouvellement accéléré des appareils qui peut entraîner une

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hausse du multi-équipement, en particulier sur les produits multimédia (cf. multiplication des écrans TV).

Dans les perspectives ouvertes par le « Grenelle », le rôle des réseaux électriques devrait évoluer. Le réseau électrique doit s’adapter à l’émergence du consommateur-producteur, le réseau de distribution devant permettre d’accueillir le photovoltaïque, la micro-cogénération, etc. Par ailleurs, pour un bâtiment à énergie positive, le réseau offre un service de secours / mutualisation des aléas. De façon générale, le réseau de transport accueillera de nouveaux modes de production, plus diffus et intermittents (cf. COMOP 10).

La variabilité accrue des consommations et des productions devra être gérée à l’échelle européenne et nécessite l’extension des capacités d’échange.

Enfin les réseaux électriques devront devenir plus « intelligents » : les signaux économiques seront transmis jusqu’à l’utilisateur final et le consommateur-producteur devient un acteur des marchés énergétiques.

L’équilibre offre - demande d’électricité s’établit conformément au tableau suivant sur 2020 et 2030, en notant que l’usine d’enrichissement d’uranium, Eurodif, est supposée passer à la technologie de l’ultracentrifugation dès 2015, ce qui réduit fortement la consommation d’électricité correspondante à partir de cette date.

Bilan électrique du scénario Grenelle « central » (productions nettes)

STEP : station de transfert d’énergie par pompage TAC : turbine à combustion Ce scénario « central » témoigne d’un ralentissement de la hausse de la demande d’électricité, de 1,0% par an sur 2006-2020, contre 1,4% par an en tendance. Cependant, l’offre en électricité d’origine renouvelable augmente dans le même temps à un rythme nettement supérieur, pour plus que doubler. Le gaz croît au détriment du charbon, la durée d’appel des CCG dépassant celle des centrales au charbon (en raison d’un prix du CO2 retenu supérieur à 35 €/tCO2). Enfin, la modération de la demande confrontée à une offre concurrentielle sur le marché européen de l’électricité permet un essor considérable des exportations, jusqu’à 129 TWh, soit le double de celles actuelles (le record de 77 TWh ayant été atteint en 2002), ce qui suppose un développement approprié des interconnexions.

L’évolution de la consommation de combustibles utilisés pour produire l’électricité apparaît dans le tableau ci-dessous, ainsi que l’écart par rapport au scénario de référence à caractère tendanciel :

Bilan énergétiqueRappe l 2006 2020 Base 2030 Base

Demande tota le (TW h) 549.1 628.4 668.1

Consommation intérieure 478.4 492 548

Bilan exportateur 63.3 129 112.7Pompage 7.4 7.4 7.4

Offre (production nette TW h) 549.1 628.4 668.1

Nucléaire 428.7 438.4 448.5

Charbon 21.7 4 8.8Gaz 4.9 16.8 24.8Fioul et TAC 3.1 0.1 0.1Thermique divers non EnR 24.1 10 10

Sous-total thermique classique 53.8 30.9 43.7

Hydraulique gravitaire 55.6 72.7 72.6Eolien 2.2 58.9 71.2autres EnR 3.4 22.1 26.7

Sous-total renouvelab le 61.2 153.7 170.5

Turbinage des STEP 5.4 5.4 5.4

Part de production renouvelable 12.15% 29.63% 29.60%

Emissions de CO2 du parc de production d'électricité (Mt CO2)

34.7 14 21.6

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en Mtep 2006 (*) 2020

« central » 2030

« central » 2020

« tendanciel » 2030

« tendanciel » Charbon 5,4 0,9 2,1 4,0 4,3 Pétrole 1,4 - - 1,6 1,4 Gaz naturel 3,7 4,1 5,5 11,5 17,5 Gaz industriels 0,6 0,5 0,5 0,5 0,5 ENR et déchets 1,3 5,2 5,2 2,1 2,4 Total 12,4 10,7 13,3 19,7 26,1 dont fossiles 11,1 5,5 8,1 17,6 23,7 (*) données issues de RTE qui sont légèrement inférieures à celles publiées par le CGDD qui dispose d’un champ d’enquête plus étendu (les différences portent principalement sur le gaz). A l’horizon 2020, la consommation de combustibles fossiles pour produire de l’électricité est ainsi réduite de moitié par rapport à aujourd’hui et de plus de trois par rapport au scénario « tendanciel ». En particulier, la consommation de gaz naturel n’augmente que de 11% par rapport à aujourd’hui, alors qu’elle serait plus que triplée dans le scénario « tendanciel »

2.4. Évolution des émissions de CO2

Les émissions de CO2 dues à la combustion d’énergie (hors émissions de « process ») de l’ensemble du système énergétique français, tant sur l’approvisionnement que sur la demande d’énergie, ont été calculées par l’application du modèle POLES après « calibrage » sur les résultats obtenus par Enerdata et RTE. On obtient ainsi les émissions suivantes :

Scénario central

MtCO2 1990 2005 2010 2020 TCAM

2005-2010 TCAM

2010-2020 Ecart

2020/2005 Branche électricité 33 36 52 17 +7,8% -10,6% -53% Industrie 82 81 81 74 -0,1% -0,8% -9% Résidentiel, tertiaire, agriculture 95 98 94 51 -0,9% -5,9% -48% Transports 118 136 132 115 -0,5% -1,4% -15% Autres (branche énergie) 21 21 19 14 -1,1% -2,9% -34% Total 350 371 378 271 +0,4% -3,3% -27% Par rapport à 1990 ou 2005, la baisse des émissions dues à l’énergie en 2020 est considérable, avec une chute de plus de 100 MtCO2 entre 2010 et 2020. Au total, les émissions baissent de -27% par rapport à 2005 et de –23% par rapport à 1990, soit largement plus que le pourcentage de baisse correspondant à l’ensemble des GES prévu pour la France dans le Paquet « énergie – climat » de la Commission européenne.

Le graphique ci-après décrit une évolution très légèrement différente des émissions de CO2 calculées à partir des bilans de l’énergie complets de la France, reconstitués comme indiqué en annexe 3. La chute d’ici 2020 n’est « que de » 92 MtCO2, donnant une baisse de –24% sur 2006-2020, le diagnostic étant le même qu’avec la méthode « POLES-Enerdata » précitée.

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Émissions de CO2 dues à la combustion d’énergie dans le scénario de référence (à gauche) et dans le scénario Grenelle « central » (à droite), par secteur (en MtCO2)

MtCO2 MtCO2

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ANNEXE 1 Hypothèses sur les énergies renouvelables

(COMOP 10 complété) Pour les besoins de la modélisation, les hypothèses sur les énergies renouvelables dans le scénario « central » sont décrites selon le même formalisme que celui utilisé pour le scénario « de référence à caractère tendanciel » publié par le MEEDDAT en avril 2008. Conformément à la définition du scénario « central », les hypothèses sur la production d’énergies renouvelables sont obtenues, soit directement, en ce qui concerne les formes d’énergies renouvelables dont les évolutions sont décrites dans le rapport du COMOP 10, soit, lorsque ces évolutions ne sont pas suffisamment décrites dans ce rapport, en appliquant les politiques et mesures du « Grenelle » aux évolutions du scénario de référence précité. Le tableau suivant détaille l’application de ces hypothèses à l’évolution des énergies renouvelables sous forme électrique et thermique, en l’exprimant en production brute ou en puissance, sous la forme la plus pratique pour la modélisation. 2004 2005 (1) 2006 (2) 2020

Métropole, climat réel Électri-cité

Thermi-que (3)

Électri-cité

Thermi-que (3)

Électri-cité

Thermi-que (3)

Électri-cité

Thermi-que (3)

en TWh (ou MW)

en Mtep en TWh (ou MW)



en Mtep

Productible hydraulique, pompages inclus

69,8 69,9 70,0 77

Pompages « non renouvelables » -5,2 -4,7 -5,3 -5,3

Eolien (MW) 350 715 1 400 25 000

Energies marines (MW) 60

Solaire photovoltaïque (MW) 27 36 54 5 400

Solaire thermique 0,018 0,021 0,027 0,93

Géothermie profonde 0,13 0,13 0,13 0,50

Pompes à chaleur 0,321 0,371 0,437 2,10

Déchets urbains solides renouvelables

1,62 0,36 1,59 0,34 1,53 0,32 2,7 0,9

Bois énergie et résidus de récoltes 1,33 8,97 1,41 8,96 1,43 8,76 10,9 15,0

Biogaz 0,45 0,055 0,49 0,054 0,50 0,054 3,1 0,55

Biocarburants (taux d’incorporation en pouvoir calorifique) (4)

0,8% 1,0% 1,75% 10%

Déchets urbains solides non renouvelables

1,62 0,36 1,59 0,34 1,53 0,32 2,7 0,9

Source : CGDD/SOeS/SDOEMP (1) provisoire (2) estimé (3) production thermique sous forme de chaleur ou de force motrice (4) première génération seulement.

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ANNEXE 2 Exercice de sensibilité

sur le scénario énergétique « central » Un exercice de sensibilité a été réalisé à partir du scénario « central » pour tester l’effet d’une application décalée ou alternative des dispositions du projet de loi « Grenelle 1 ». Pour faciliter la compréhension, un ensemble d’hypothèses ainsi modifiées ont été réunies pour constituer un scénario dit « différé » (bien que les phénomènes étudiés ne correspondent pas tous à des décalage d’application), dont les principales caractéristiques sont les suivantes :

• retard de dix ans pour l’adaptation technique et industrielle par rapport au calendrier envisagé dans le scénario « central » traduisant une application idéale du projet de loi,

• effets « en retour », de nature technique et comportementale, susceptibles de repousser dans le temps (également de dix ans) l’atteinte effective de certains objectifs visés dans le projet de loi,

• méthodologie de prise en compte de l’électricité dans les transports. La réduction de 38% dans le bâtiment existant (article 5) est comprise comme dans le scénario « central » mais avec un décalage temporel de dix ans pour l’atteinte de l’objectif. L’évolution des consommations spécifiques s’appuie sur les mêmes estimations de l’Ademe que dans le scénario « central », si ce n’est avec ce même décalage temporel de dix ans.

L’impact de ces reports sur les usages spécifiques de l’électricité seraient en 2020 de 6,8 TWh en plus pour le résidentiel, 13 TWh en plus dans le tertiaire, avec des émissions supplémentaires de 0,5 MtCO2.

L’objectif de transfert modal pour le transport urbain de passagers ne serait atteint qu’en 2025, au lieu de 2020 dans le scénario « central », et les mesures diverses visant à faire croître la part du non routier de 25% d’ici 2020 ne manifesteraient pleinement leurs effets qu’en 2030. L’impact de ce report à 2025 pour atteindre les objectifs (chiffrés par le GART) sur le transport urbain conduirait en 2020 à une hausse de consommation de carburants de 0,25 Mtep et à une hausse des émissions de CO2 de 0,8 MtCO2.

Sans rapport avec un caractère d’application « différée », il a été considéré que les objectifs sur le niveau d’émission moyen des immatriculations neuves de véhicules en 2012 (130 gCO2/km) et 2020 (110 gCO2/km) seraient bien atteints en temps et en heure, comme dans le scénario « central », mais avec un développement nettement plus rapide, essentiellement à partir de 2020 (la situation énergétique à cet horizon n’en est donc quasiment pas affectée), des véhicules électriques et « hybrides rechargeables », dont la composante « électricité de réseau » est considérée comme étant neutre en émissions de CO2 pour le calcul de la moyenne des émissions pour les immatriculations neuves.

Cette méthodologie de calcul des émissions directes de CO2 est a priori différente de celle utilisée pour le bâtiment où les objectifs sont exprimés en énergie primaire. En absence de précision explicite dans la loi Grenelle, elle peut se comprendre par l’hypothèse que les recharges des batteries sont concentrées en des moments de la journée où l’électricité est essentiellement d’origine nucléaire ou hydraulique (ou autre énergie renouvelable), à supposer que ces moments existent et qu’une organisation adéquate ait été mise en place pour en tirer profit (tant en terme financier que bénéfique pour le climat).

Une conséquence de cet apport d’électricité dans les transports est que la contrainte sur les performances des véhicules MCI tend à se réduire et que celles-ci peuvent donc être moins élevées.

Le scénario « différé » se caractérise par une plus forte inertie dans les réductions de consommation d’énergie du résidentiel et du tertiaire, ainsi que, dans une moindre mesure, des transports, tandis que l’industrie se comporte comme dans le scénario central.

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Consommation finale énergétique du scénario « différé » Par forme d’énergie Mtep 1990 2005 2010 2020 2005-2010 2010-2020 Pétrole 66 66 61 49 -1,6% -2,2% Gaz 24 33 36 30 1,7% -1,7% Charbon 9 6 5 5 -3,5% -1,3% Electricité 26 36 40 42 2,3% 0,4% Chaleur 2 4 5 7 Autres 11 9 14 18 8,4% 2,4% dont biogaz 1 dont biocarburants 3 3 0,9% Total 139 155 161 150 0,8% -0,7%

Par secteur Mtep 1990 2005 2010 2020 2005-2010 2010-2020 Industrie 39 40 41 44 0,3% 0,6% Résidentiel 41 45 47 41 1,1% -1,3% Tertiaire 18 23 24 19 1,6% -2,3% Transports 37 44 45 43 0,8% -0,5% Autres 3 3 3 3 Total 139 155 161 150 0,8% -0,7%

Dans ce scénario, avec 150 Mtep en 2020, la consommation finale énergétique retrouve un niveau intermédiaire entre celui d’aujourd’hui et celui de 1990, en déclinant deux fois moins vite que dans le scénario « central », avec -0,7% par an, ce qui donne une amélioration de l’efficacité énergétique égale à 2,3%, en ligne avec la loi POPE qui envisageait une baisse de 2% par an dès 2015 et de 2,5% par an d’ici 2030.

Il apparaît une légère croissance de la consommation finale d’électricité sur 2010-2020, jusqu’à 42 Mtep, soit 488 TWh (35 TWh en plus que le scénario « central), alors que la consommation de produits pétroliers perd 17 Mtep, soit –26% par rapport à aujourd’hui et que celle de gaz ne baisse que de 9% dans le même temps (mais après un pic en 2010 et sachant que cette baisse est compensée par la hausse de consommation de gaz pour produire de l’électricité).

Sur la décennie 2010-2020, les consommations d’énergie baissent de –2,3% par an dans le tertiaire (contre -4,1% par an dans le central, mais la baisse reste forte par rapport à la hausse tendancielle actuelle) et de –1,3% dans le résidentiel (contre -2,7% par an). Les évolutions dans les transports sont voisines de celles du scénario « central » et, par définition, identiques dans l’industrie.

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Bilan électrique du scénario Grenelle « différé » (productions nettes)

STEP : station de transfert d’énergie par pompage TAC : turbine à combustion

Comparaison des bilans électriques par scénario Une comparaison des équilibres offre-demande d’électricité, pour aujourd’hui et pour 2020, en fonction des scénarios « tendanciel de référence », « central » et « différé », est fournie par le tableau ci-après :

en TWh 2000 2006 2020 tendanciel

2020 central

2020 différé

Production nucléaire brute 415,2 450,2 478,0 460,4 470,0 Production hydraulique/éolienne/photovolt. brute (*) 72,5 63,8 109,5 143,3 143,3 Production thermique classique brute 53,1 60,5 104,9 51,1 63,1 Importations 3,7 8,5 - - - Exportations -73,2 -71,9 -53,7 -129,0 -116,4 Total disponibilités 471,3 511,1 638,6 525,8 560,0 Consommation des auxiliaires (brut – net) 24,1 25,7 29,7 25,8 26,9 Pompages 6,6 7,5 7,4 7,4 7,4 Consommation d’Eurodif 16,0 0,7 0,7 0,7 Autres usages internes 7,9

18,5 9,6 9,2 9,6

Pertes en ligne 29,9 31,8 39,1 32,7 35,0 Total branche énergie 84,5 83,5 86,5 75,8 79,7 Consommation finale d’électricité 386,8 427,6 552,1 450,0 480,2 Consommation intérieure (énergie appelée) 440,6 478,0 601,5 492,6 525,7

(*) dont puissance éolienne installée (MW) : 56 2 200 17 100 25 000 25 000

Il apparaît que, dans le scénario « différé », la consommation intérieure d’électricité (finale et autre) croît d’ici 2020 à un rythme de +0,7% par an, intermédiaire entre celui du scénario « central » (+0,2% par an) et celui du scénario « de référence » (+1,7%). Le développement de l’électricité d’origine renouvelable est, par définition, identique dans les deux scénarios « Grenelle », ce qui conduit également à des capacités exportatrices plus que doublées par rapport par rapport au scénario « de

Bilan énergétiqueRappel 2006 2020 Différé 2030 Différé

Demande totale (TWh) 549.1 648.8 673.6

Consommation intérieure 478.4 525 572

Bilan exportateur 63.3 116.4 94.2Pompage 7.4 7.4 7.4

Offre (production nette TWh) 549.1 648.8 673.6

Nucléaire 428.7 447.5 452

Charbon 21.7 7.9 9.1Gaz 4.9 23.6 26.4Fioul et TAC 3.1 0.7 0.2Thermique divers non EnR 24.1 10 10

Sous-total thermique classique 53.8 42.2 45.7

Hydraulique gravitaire 55.6 72.7 72.6Eolien 2.2 58.9 71.2autres EnR 3.4 22.1 26.7

Sous-total renouvelable 61.2 153.7 170.5

Turbinage des STEP 5.4 5.4 5.4

Part de production renouvelable 12.15% 27.82% 28.41%

Emissions de CO2 du parc de production d'électricité (Mt CO2)

34.7 20.7 22.5

15/19

référence », et au moins 60% plus élevées qu’aujourd’hui, à supposer que les interconnexions appropriées aient pu être réalisées.

Malgré la stabilité du parc, le niveau d’appel à la production nucléaire brute diffère quasiment de 10 TWh (c-à-d près de la production d’un EPR) entre chacune des quatre situations considérées : aujourd’hui (450 TWh), 2020 avec le scénario « central » (460 TWh), 2020 avec le scénario « différé » (470 TWh) et 2020 avec le scénario « tendanciel » (environ 480 TWh). Le thermique classique d’origine fossile dans le scénario « différé » serait légèrement plus sollicité en 2020 qu’aujourd’hui.

Volume et structure de la production brute d’électricité, secondaire (c-à-d thermique classique, à gauche) et primaire (à droite), en TWh pour 2006 et pour 2020, selon les trois scénarios.

Emissions de CO2 dues à l’énergie dans le scénario « différé »

MtCO2 1990 2005 2010 2020 TCAM

2005-2010 TCAM

2010-2020 Ecart

2020/2005 Branche électricité 33 36 50 25 +6,6% -6,7% -31% Industrie 82 81 81 74 -0,1% -0,8% -9% Résidentiel, tertiaire, agriculture 95 98 94 60 -0,8% -4,4% -39% Transports 118 136 133 120 -0,4% -1,0% -12% Autres (branche énergie) 21 21 19 15 -1,2% -2,5% -29% Total 350 371 376 294 +0,3% -2,4% -21% La différence entre les deux scénarios « Grenelle » s’élève en 2020 à 23 MtCO2, au détriment du scénario « différé. Par rapport à 1990 ou 2005, la baisse des émissions dues à l’énergie en 2020 est cependant considérable dans les deux scénarios : -27% (-100 MtCO2) pour le « central » par rapport à 2005 et –21% (soit –77 MtCO2) pour le « différé ».

0

20

40

60

80

100

120

140

2006 2020 2020 2020

thermique ENR

thermique divers nonENR (cogen et autres)fioul et TAC

CCG GN et GHFcharbon

0

100

200

300

400

500

600

700

2006 2020 2020 2020

photovoltaïque

éolienhydraulique

nucléaire

TWh TWh

0

20

40

60

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100

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2006 2020 2020 2020

thermique ENR



0

100

200

300

400

500

600

700

2006 2020 2020 2020

photovoltaïque

éolienhydraulique

nucléaire0

20

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100

120

140

2006 2020 2020 2020

0

20

40

60

80

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120

140

2006 2020 2020 2020

thermique ENR



thermique ENR



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200

300

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500

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700

2006 2020 2020 2020

0

100

200

300

400

500

600

700

2006 2020 2020 2020

photovoltaïque

éolienhydraulique

nucléaire

photovoltaïque

éolienhydraulique

nucléaire

TWh TWh

Tendanciel

Grenelle

central

Grenelle

différé

Tendanciel

Grenelle

central

Grenelle

différé

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ANNEXE 3 Bilans énergétiques complets « offre » et « demande »

en 2006 et en 2020 pour différents scénarios énergétiques

1. Situation actuelle

ENRt : énergies renouvelables thermiques (bois, déchets de bois, solaire thermique, pompes à chaleur,…). Source : Observatoire de l’énergie (données publiées en 2008)

Mtep COMB. PÉTROLE GAZ ÉLECTRICITÉ ENRt TOTAL2006 SOLIDES brut raffiné Nat. Ind. Produite Cons. et déchets

APPROVISIONNEMENTProduction 0,2 1,1 0,2 1,1 122,8 13,3 138,6 Importation 13,7 82,0 36,9 40,0 0,7 0,0 173,3 Exportation -0,6 -25,5 -0,7 -6,2 -33,0 Var. stocks -0,9 -0,4 -0,2 -0,9 -2,4 Soutes maritimes internationales -2,8 -2,8 Disponibilités 12,4 82,7 8,5 39,4 117,4 13,4 273,8 (*) production d'électricité nucléaire: 117,3 Mtep; d'électricité hydraulique et éolienne: 5,5 Mtep.

EMPLOIS (*)Consommation de la branche énergieRaffineries 82,9 -78,2 -0,1 0,3 4,9 Centrales élec 5,2 1,0 2,5 0,8 -5,1 1,4 5,9 Pertes, ajust., usages internes 0,3 -0,2 0,3 0,9 -0,3 0,0 85,5 1,1 87,6 Total (a) 5,5 82,7 -76,9 3,4 0,5 -5,2 85,8 2,6 98,3 Consommation finale énergétiqueIndustrie 6,4 6,4 12,3 -0,5 11,7 1,4 37,7 Tertiaire 0,1 4,0 6,8 11,2 0,5 22,6 Résidentiel 0,3 10,7 15,9 12,8 8,4 48,1 Agriculture 2,2 0,3 0,3 0,1 2,8 Transports 49,0 0,1 1,0 0,7 50,8 Total (b) 6,8 72,3 35,4 -0,5 37,0 11,1 162,1 Consommation finale non énergétiqueTotal (c) 0,1 13,7 1,6 15,4 Consommation totale d'énergie primaireTotal (a)+(b)+(c) 12,4 91,7 40,4 117,6 13,7 275,8 (*) avec correction climatique.

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2. Scénario « Grenelle central »

ENRt : énergies renouvelables thermiques (bois, déchets de bois, solaire thermique, pompes à chaleur,…). Note : l’équilibre entre offre et demande que reflète ce tableau n’a pas fait l’objet d’une analyse aussi précise que pour le scénario « de référence à caractère tendanciel », même si la méthodologie s’en rapproche. En particulier les données d’approvisionnement en pétrole n’ont pas été calculés à partir du modèle de l’IFP.


DisponibilitésAPPROVISIONNEMENTProduction (*) 0,1 132,3 25,3 157,7 Importation 4,8 62,8 24,0 37,5 129,1 Exportation -10,0 -11,1 -21,1 Soutes maritimes internationales -2,2 -2,2 Disponibilités 4,9 62,8 11,8 37,5 121,2 25,3 263,5

(*) Production d'électricité nucléaire: 120 Mtep; d'électricité hydraulique, photovoltaïque et éolienne: 12,3 Mtep.

EMPLOISConsommation de la branche énergieRaffineries 62,8 -59,2 -0,1 0,3 3,8 Centrales élec 0,9 4,1 0,4 -4,3 5,2 6,4 Pertes, ajust., usages internes 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 -4,7 91,2 0,0 86,5 Total (a) 0,9 62,8 -59,2 4,1 0,4 -9,0 91,5 5,2 96,7 Consommation finale énergétiqueIndustrie 4,0 3,0 17,4 -0,4 13,6 4,0 41,6 Tertiaire 2,0 2,4 10,5 1,9 16,8 Résidentiel 2,0 11,0 12,5 10,0 35,5 Agriculture 2,0 0,6 0,5 0,2 3,3 Transports 48,0 1,6 4,0 53,6 Total (b) 4,0 57,0 31,4 -0,4 38,7 20,1 150,8 Consommation finale non énergétiqueTotal (c) 14,0 2,0 16,0

Scénario "Grenelle central" en 2020 (éd. 2008)

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3. Scénario « Grenelle différé »

ENRt : énergies renouvelables thermiques (bois, déchets de bois, solaire thermique, pompes à chaleur,…). Note : l’équilibre entre offre et demande que reflète ce tableau n’a pas fait l’objet d’une analyse aussi précise que pour le scénario « de référence à caractère tendanciel », même si la méthodologie s’en rapproche. En particulier les données d’approvisionnement en pétrole n’ont pas été calculés à partir du modèle de l’IFP.



(*) Production d'électricité nucléaire: 122,5 Mtep; d'électricité hydraulique, photovoltaïque et éolienne: 12,3 Mtep.

EMPLOISConsommation de la branche énergieRaffineries 65,1 -61,4 -0,1 0,3 4,0 Centrales élec 1,9 0,2 5,2 0,5 -5,4 5,2 7,7 Pertes, ajust., usages internes 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 -3,6 92,2 0,0 88,6 Total (a) 1,9 65,1 -61,2 5,2 0,5 -9,0 92,5 5,2 100,2 Consommation finale énergétiqueIndustrie 4,0 3,0 17,4 -0,5 13,6 4,0 41,5 Tertiaire 2,0 3,0 11,7 1,9 18,6 Résidentiel 3,0 13,0 13,8 10,0 39,8 Agriculture 2,0 1,0 0,6 0,2 3,8 Transports 49,0 1,6 4,0 54,6 Total (b) 4,0 59,0 34,4 -0,5 41,3 20,1 158,3 Consommation finale non énergétiqueTotal (c) 14,0 2,0 16,0

Scénario "Grenelle différé" en 2020 (éd. 2008)

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4. Scénario de référence à caractère tendanciel

ENRt : énergies renouvelables thermiques (bois, déchets de bois, solaire thermique, pompes à chaleur,…). Source : Observatoire de l’énergie (avril 2008) Notes : - La colonne « ENRt et déchets » est affectée par une imprécision méthodologique, liée au principe même de la

modélisation utilisée, qui ne permet pas de faire la distinction entre les énergies considérées et un solde d’équilibre du bilan énergétique, dont il est cependant espéré qu’il est le plus faible possible.

- La production nationale de pétrole brut et de gaz naturel a été prise égale à zéro pour simplifier la modélisation.



(*) Production d'électricité nucléaire: 124,6 Mtep; d'électricité hydraulique, photovoltaïque et éolienne: 9,4 Mtep.

EMPLOISConsommation de la branche énergieRaffineries 79,3 -75,3 -0,1 0,3 4,3 Centrales élec 4,0 1,6 11,5 0,4 -8,9 2,1 10,7 Pertes, ajust., usages internes 0,0 0,0 -0,1 0,0 0,0 0,0 90,6 0,0 90,5 Total (a) 4,0 79,3 -73,8 11,5 0,4 -9,0 90,9 2,1 105,4 Consommation finale énergétiqueIndustrie 6,0 5,1 14,9 -0,4 13,5 2,6 41,7 Tertiaire 3,1 8,5 15,2 1,9 28,7 Résidentiel 5,8 21,1 16,9 8,7 52,5 Agriculture 3,0 0,6 0,5 0,2 4,3 Transports 52,6 1,4 2,9 56,9 Total (b) 6,0 69,6 45,1 -0,4 47,5 16,3 184,1 Consommation finale non énergétiqueTotal (c) 14,9 2,8 17,7

Scénario de référence DGEMP-OE en 2020 (éd. 2008)

essai d’évaluation de la situation énergétique de la ...€¦ · bilans_grenelle_synth_v6.doc...

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