Contenu CO2

Un article de Wikipédia, l'encyclopédie libre.
Aller à : navigation, rechercher
Charbon (anthracite) : Aujourd'hui la chine est le premier consommateur de charbon, combustible dont la teneur en CO2 est la plus élevée. Elle devrait encore augmenter sa consommation (prévision de +3,7 % par an pour 2012 pour atteindre 3 133 Mtce (millions de t. équivalent carbone) en 2016, malgré un projet de taxe carbone (pour 2015)[1]. La consommation indienne augmente plus vite encore (5,9 %/an prévue pour la même période), mais part de plus bas (434 Mtce en 2010)[1]

.

Le contenu en CO2 d’une activité humaine a pour objet de quantifier les émissions de gaz à effet de serre d’origine anthropique qui peuvent lui être imputées. Le contenu en CO2 dépend des facteurs d’émission des intrants liés à cette activité et en particulier des facteurs d’émission associés aux sources d’énergie utilisées. Les facteurs d’émission associés aux sources d’énergie correspondent pour l'essentiel à des émissions de CO2. Ils s’expriment en général en gramme d’équivalent CO2 par kilowatt heure (gCO2eq/kWh); ils peuvent également s’exprimer en gramme d’équivalent carbone par kWh.

La mesure réelle ou l'évaluation modélisée des facteurs d'émissions des différentes sources d'énergie permettent d’établir des bilans d’émissions et par suite d'investir dans des matériels ou dans des procédés nécessitant moins de ressources énergétiques fossiles de manière à moins affecter le climat.

Les contenus en CO2 par activité peuvent être regroupés par ensembles d’activités présentant des caractéristiques et des finalités similaires. On parle alors de contenus en CO2 par usage (chauffage, éclairage, transports, etc.).

Les termes « facteurs d’émission » et « contenus » sont souvent utilisés pour désigner la même notion. Dans cet article, conformément aux usages de la Base Carbone administrée par l’ADEME[2], le terme « facteur d’émission » est employé lorsqu’il s’agit d’un kWh, produit, livré ou consommé, et « contenu » lorsqu’il s’agit d’une activité ou d’un usage.

Les facteurs d’émission et les contenus en CO2 peuvent être évalués selon deux conventions :

  1. soit en émissions directes dues à l'utilisation de l'énergie chez le consommateur final ;
  2. soit en analyse du cycle de vie (ACV), tenant compte des émissions dues à l’utilisation de l’énergie mais également des émissions indirectes dues aux chaînes d’approvisionnement et de transformation énergétique amont (production, transport, distribution), voire aval (recyclage, démantèlement).

Émissions directes en CO2 des combustibles[modifier | modifier le code]

Les hydrocarbures contiennent des taux variables d’atomes de carbones (en noir) - exemple des isomères du butane.

Les émissions directes de CO2 des combustibles sont directement liées à la présence de carbone dans la formulation chimique des combustibles.

Par exemple, les formules comparées du charbon et du gaz naturel permettent d’établir que le gaz naturel émet moins de CO2 que le charbon, pour la même quantité d'énergie libérée :

  • pour le charbon : C + O2 → CO2 (9,2 kWh PCI par kilogramme de combustible à 25 °C) ;
  • pour le gaz naturel : CH4 + 2O2 → CO2 + 2 H2O (13,9 kWh PCI par kilogramme de combustible à 25°C).

Il est ainsi possible d’évaluer le rapport entre les émissions de CO2 et l’énergie dégagée par la combustion. Le contenu en analyse du cycle de vie est ensuite calculé en additionnant les émissions de gaz à effet de serre de la chaîne d’approvisionnement.

Des valeurs en émissions directes sont fournies par le GIEC pour un ensemble de combustibles[3].
Ces valeurs sont adaptées par les organismes nationaux pour prendre en compte les spécificités locales comme la composition des combustibles commerciaux.
Ainsi, en France, les valeurs sont publiées par le Citepa dans son inventaire des émissions de polluants atmosphériques [4].

En analyse de cycle de vie (ACV), les valeurs dépendent des chaînes d'approvisionnement locales, elles sont donc fortement dépendantes des pays où les valeurs sont calculées, sans parler des périmètres d'analyse qui peuvent être différents. Pour la France, des facteurs d'émissions sont donnés par la Base Carbone qui est une base de données publiques de facteurs d'émissions administrée par l’ADEME ou encore par l’arrêté du Diagnostic de performance énergétique[5]. Au Canada, des contenus sont publiées par exemple par le ministère du Transport pour le calculateur d'émissions liées au transport urbain[6].

Facteurs d’émission CO2 des combustibles courants
(gCO2eq/kWh Pouvoir calorifique inférieur)
selon la Base Carbone de l’ADEME (Données France - janvier 2015)
Combustibles Émissions
directes
Émissions
ACV
Charbon 345 377
Fioul lourd 283 324
Fioul domestique 272 324
Gazole 256 323
Essence (SP95, SP98) 253 314
GPL 233 260
Gaz naturel 204 243
Bois énergie 18,8 29,5

Les facteurs d'émissions peuvent varier en fonction de la composition des combustibles et des méthodes employées, l’ADEME dans la base Carbone estime l’incertitude à +/-5 % pour les produits pétroliers et à +/- 20 % pour le charbon et ses dérivés.

Pour le bois-énergie, le contenu CO2 émis à la combustion est considéré conventionnellement comme nul. En effet, le cycle entre la combustion dégageant du CO2 et le captage de ce CO2 par la croissance de la biomasse est court, de l’ordre de l’année. Cela suppose une politique cohérente de gestion des forêts. Les émissions de CO2 de la biomasse sont donc uniquement dues à la consommation de combustible pour l’exploitation et le transport du combustible, ainsi que les fuites d’autres gaz comme le méthane dont le potentiel de réchauffement global (PRG) est élevé. La combustion du bois elle-même produit du méthane mais aussi du protoxyde d'azote dont le PRG est très élevé.

Les biocarburants font l’objet d’une discussion sur les émissions en analyse de cycle de vie décrite dans l’article correspondant.

Pour le gaz de schiste, selon une étude parue le 21/02/12 dans le Journal of Geophysical Research et présentée dans la revue Nature du 09/02/12[7], ses émissions sont largement supérieures à celles du gaz conventionnel car la technique de fragmentation hydraulique utilisée pour son extraction entraîne des fuites de méthane de l'ordre de 4 % de la production du gisement ; de ce fait, le gaz de schiste est aussi émissif que le charbon.

Contenus CO2 des réseaux de chaleur[modifier | modifier le code]

Répartition des consommations énergétiques par sources des réseaux de chaleur en France en 2006[8].

La chaleur consommée par les sous-stations raccordées aux réseaux de chaleur n’émet pas de gaz à effet de serre sur le lieu de l’utilisation. En revanche, l’utilisation des combustibles pour produire initialement la chaleur émet des gaz à effet de serre. Il existe donc une relation de cause à effet entre la consommation de chaleur et les émissions de CO2, il est donc couramment admis de parler de contenus CO2 des réseaux de chaleur.

En raison de la grande variété des sources énergétiques utilisées par les réseaux (du charbon à la géothermie), le contenu CO2 est fortement dépendant du type de combustible utilisé (hors géothermie).

En France, les réseaux font désormais l’objet d’une enquête annuelle[9] dont les premiers résultats ont été publiés dans un arrêté[10]. La méthodologie retenue dans l’enquête se base sur les émissions directes des combustibles ; Les valeurs ACV pour les réseaux ne sont donc pas disponibles.

Exemples de contenus CO2 des réseaux de chaleur (gCO2eq/kWh)
Réseau de chaleur Émissions
directes
Émissions
ACV
France - Chauffage urbain de la Duchère et Lyon 9e 368 ***
France - Compagnie parisienne de chaleur urbain 195 ***
France - Chauffage urbain de Brest 32 ***

Un arrêté ministériel du 4 mai 2009 établit le contenu en CO2 à retenir pour l’énergie distribuée par les réseaux de chaleur. Il liste 354 réseaux et le contenu CO2 (en kilogramme de CO2 émis pour chaque kilowattheure vendu en sous-station) qui doit être appliqué par les diagnostiqueurs dans le cadre des diagnostics de performance énergétique (DPE) ainsi que plus généralement par les organismes certificateurs et les éditeurs de logiciels spécialisés. D'autres arrêtés annuels mettront ces éléments à jour. En 2009, des discussions MEEDM-SNCU ont porté sur la méthode de calcul et sur la possibilité d'ajouter au contenu CO2, pour chaque réseau, un facteur de conversion entre énergie livrée en sous-station et énergie primaire (pour informer les usagers du rendement de production / distribution en quelque sorte)[11].

Des valeurs pour les réseaux de froid peuvent également être calculées (En France, en 2008, il y avait 427 réseaux, dont 13 réseaux de froid et le bouquet énergétique utilisé par l'ensemble des réseaux de chaleur se répartissait en énergies fossiles 67 % (dont gaz naturel 49 %) ; énergies renouvelables et de récupération 29 % (dont chaleur de récupération UIOM 21 %). 32 % de ces réseaux disposaient au moins d'une source d’énergie renouvelable et de récupération et 23 % étaient alimentés au moins à 50 % par des EnR&R. Le contenu CO2 moyen des réseaux de chaleur était de 0,193 kg de CO2/kWh (électricité : 0,180 ; gaz naturel : 0,234 ; charbon : 0,384), pour une puissance totale installée : 17 739 MW [12]). Les SRCAE devraient dès 2011-2012 encourager le développement de ces réseaux avec une meilleure efficience énergétique, et un moindre contenu carbone.

Contenus CO2 de l’électricité[modifier | modifier le code]

Préambule[modifier | modifier le code]

Comme pour les réseaux de chaleur, l’utilisation de l’électricité par le consommateur n’entraîne pas d’émission directe de gaz à effet de serre sur le lieu d’utilisation. En revanche, l’utilisation de combustibles pour produire l’électricité ainsi que la construction et l'entretien des réseaux de transport et de distribution de l'électricité sont à l'origine de l'émission de différents gaz à effet de serre. Comme il existe une relation directe entre la consommation d’électricité et les émissions de CO2, il est couramment admis de parler du contenu CO2 de l’électricité.
Le sujet des émissions de CO2 liées à l’électricité fait cependant débat pour plusieurs raisons :

  • Le système de production électrique est complexe, mobilisant divers moyens de production pour répondre à la variabilité de la demande, au travers des mécanismes d’équilibre techniques et économiques de plus en plus sophistiqués.
  • Le réseau électrique induit une mutualisation des moyens de production pour satisfaire la demande et ceci interdit de rattacher un moyen de production particulier à un usage donné.
  • La production de chaleur est souvent associée à la production d’électricité, ce qui pose le problème de l’imputation des émissions de CO2 à l’une ou à l’autre.
  • Les moyens de production électrique sont divers ; de l'hydraulique de lac n’émettant pas d'émission directe de CO2, jusqu’aux centrales thermiques à charbon émettant plus de 900 gCO2eq par kWh produit.
  • Le mix de production est plus ou moins carboné selon les régions et pays (peu carboné en France, Suisse ou encore en Suède pour l'Europe).
  • L'importance de la part de l’énergie nucléaire varie beaucoup. En France, elle représentait 77% de la production nationale en 2014.
  • Les échanges transfrontaliers entre les pays européens (ou entre le Canada et les États-Unis) rendent délicat l’établissement de valeurs « nationales » de contenu CO2, valeurs souhaitées pour des raisons politiques alors qu'elles ne font que rarement sens d'un point de vue physique.
  • Enfin, les politiques commerciales des fournisseurs d’énergie perturbent également les débats scientifiques.

Cet article est structuré de façon à représenter la diversité des méthodes d’évaluation du contenu CO2 de l’électricité et leur domaine de validité, sans revenir trop longuement sur un historique complexe.

Quelques définitions[modifier | modifier le code]

Centrale de production électrique à base de charbon (Datteln, Allemagne). Ce type de centrale peut produire de l’ordre de 1000 gCO2/kWh.

Les facteurs d’émission et les contenus CO2 de l’électricité peuvent être définis de différentes manières, suivant les émissions auxquelles on s’intéresse et aux périmètres pris en compte : à la production, à la consommation, à l’échelle d’un producteur ou d’un pays.

Le « facteur d’émission du kWh produit par une filière donnée » est défini comme les émissions de CO2 par kWh d’électricité produit en sortie des équipements rattachés à cette filière (charbon, hydraulique, nucléaire, éolienne...). Sous réserve de l’incertitude introduite par la production combinée de chaleur et d’électricité, les émissions directes sont des grandeurs mesurables et vérifiables. Par contre, le complément correspondant à l’approche ACV donne souvent lieu à débat.

Exemples de contenus CO2 du kWh
produit par filière (gCO2eq/kWh)
Filières Émissions directes
+ ACV d’après la Base carbone ADEME (janvier 2015)
Émissions directes
+ ACV d’après un rapport
de l'université de Stanford[13]
Nucléaire 6 9 à 70
Charbon 1038
Gaz 406
Fioul 704
Hydraulique retenue 4 17 à 22
Photovoltaïque 55 19 à 59
Éolienne 7,3 2,8 à 7.4
Géothermie 45 15,1 à 55

Le « facteur d’émission moyen du kWh produit » est le contenu CO2 moyen du kWh électrique produit par l’ensemble des moyens de production rattachés à un producteur (EDF, RWE...) ou à un territoire (France, Allemagne, Europe...).

Quelques exemples de contenus CO2 moyen du kWh produit par producteur, d’après PriceWaterhouseCoopers[14] (gCO2-eq/kWh) – Données 2013 (gCO2eq/kWh)
Producteur Émissions
directes
Groupe Vattenfall 24 ***
Groupe EDF 88 ***
Groupe ENEL 413 ***
Groupe E.ON 440 ***
Groupe RWE 725 ***
Moyenne européenne de l’échantillon 328 ***

Le « contenu CO2 moyen du kWh livré ou consommé » est relatif aux émissions imputables à la consommation électrique dans un territoire donné. Il prend en compte le contenu CO2 du mix de production, les importations et les consommations des réseaux de transport et de distribution nécessaires pour couvrir la consommation.

Le « contenu CO2 du kWh par usage » correspond à la décomposition du contenu CO2 moyen de kWh consommé selon différents usages. Comme il n’est pas possible de distinguer physiquement le rôle joué par chacun des moyens de production à la satisfaction de tel ou tel usage, les moyens de production étant à tout instant mutualisés pour satisfaire l’ensemble des appels, cette décomposition repose sur des méthodes conventionnelles d’allocation. Il s’en suit des débats sur la façon d’effectuer cette répartition. Ces débats ne sont pas aujourd’hui clos. Un accord a été trouvé sur la façon de déterminer, en historique, les contenus par usage afin de dresser des bilans, mais des oppositions subsistent sur la façon de les calculer en prospectif, l’idée étant de distinguer, pour l’avenir, les usages vertueux sur le plan des émissions de gaz à effet de serre de ceux qui ne le seraient pas.

La méthode convenue « en historique » et le contenu des débats actuels sur la détermination des contenus en prospectif sont expliqués ci-dessous.

Les contenus CO2 du kWh en historique[modifier | modifier le code]

Les facteurs d’émission moyens en historique[modifier | modifier le code]

Dans beaucoup de pays dans le monde, et en Europe en particulier, les facteurs d’émission moyen par kWh produit baissent régulièrement depuis une quinzaine d’années du fait du développement des modes de production d’électricité neutres en carbone, en provenance des énergies renouvelables notamment : hydraulique, solaire, éolien, etc. Selon l’étude publiée annuellement par PwC France et Enerpresse[15], le facteur d’émission moyen des 20 groupes leaders européens dans le domaine de l’électricité est passé de 370 g de CO2/kWh en 2001 à 328 g de CO2/kWh en 2013 (-11 %)

En France, selon le bilan électrique 2014 du RTE[16], le facteur carbone moyen du kWh produit sur le territoire national s’est élevé en 2014 à 35.2 g de CO2/kWh ce qui est un chiffre très faible au regard de la moyenne européenne et a fortiori mondial. Ce résultat est dû pour l’essentiel à l’importance du nucléaire dans la production nationale (77 %). La baisse du volume total des émissions observée en 2014 (-41 % par rapport à 2013) est liée également à la forte baisse de la production thermique fossile du fait de la douceur des températures hivernales et à la bonne disponibilité du parc nucléaire.

Les contenus CO2 par usage – La méthode EDF-ADEME (2005 révisée 2011)[modifier | modifier le code]

En 2005, L’ADEME et EDF sont convenus de calculer des contenus historiques par usage en utilisant une méthode dite « méthode saisonnalisée » s'appuyant sur un découpage saisonnier des consommations et de la production, justifié par le constat que la consommation d'électricité présente une variation saisonnière caractéristique entre l'été et l'hiver. Les 500 TWh de consommation d'électricité française sont répartis en 400 TWh de consommation de base, c'est-à-dire ayant le même niveau toute l'année, et 100 TWh de consommation saisonnière répartie sur la période hivernale. Le même calcul est réalisé sur les émissions de CO2 de la production, avec 16 Mt de CO2 sur la partie de base et 18 Mt de CO2 sur la partie saisonnière. Il est alors possible de calculer deux contenus CO2 en fonction de la saisonnalité : 180 gCO2eq/kWh pour les usages saisonniers et 40 gCO2eq/kWh pour les usages de base. Le calcul détaillé [17] par usage est réalisé sur la base d'un taux de saisonnalité, par exemple :

  • l'usage réfrigération résidentiel est stable toute l'année, son contenu CO2 moyen est donc de 40 gCO2eq/kWh,
  • l'usage industrie présente une légère saisonnalité, sa consommation est 10 % supérieur en hiver qu'en été, son contenu CO2 moyen sera donc de 90 % x 40 + 10 % x 180 = 54 gCO2eq/kWh,
  • l'usage chauffage est exclusivement saisonnier, son contenu CO2 moyen est donc de 180 gCO2eq/kWh.

Cette méthode a été actualisée et affinée en 2011 dans le cadre du Comité de gouvernance de la Base Carbone et a donné lieu à la publication par l’ADEME d’un rapport « Evaluation du contenu en dioxyde de carbone (CO2) des différents usages de l’électricité distribuée en France métropolitaine entre 2008 et 2010 ». Ce rapport sert de base aux contenus CO2 par usage publiés dans la Base Carbone. [18] Les calculs menés conformément à la norme ISO 14069 et aux recommandations du GHG Protocol conduisent aux résultats suivants pour les neuf usages identifiés dans l’étude :

Contenus CO2 par usage de l'électricité pour la France pour 2013 – Source : Base carbone
Usage Emissions directes

(Scope 2)

Amont des combustibles (inclus enrichissement) et transports / distribution

(Scope 3)

Contenu "complet"
Moyenne 55 26 81
Chauffage 181 32 213
Résidentiel : ECS 42 16 58
Résidentiel : Eclairage résidentiel 93 22 115
Résidentiel : Lavage, froid, bruns, gris 42 17 59
Résidentiel : Cuisson 57 18 75
Eclairage publique et industriel 72 20 92
Industrie 34 15 49
Transport 33 16 49
Autres (tertiaire, agriculture...) 34 16 50

Ces résultats ont été reconnus comme ayant vocation à être utilisés dans la partie « historique » des bilans d’émission de gaz à effet de serre. Par contre ils n’ont pas vocation à être utilisés pour rendre compte de l’impact en termes d’effet de serre lors de l’évaluation de projets car ces facteurs d’émissions ne traduisent pas l’impact sur le système électrique d’une action future mais uniquement l’impact historique. Un travail sur ce volet a été entrepris en 2012 mais n’est pas à ce jour achevé.

Les contenus prospectifs en CO2 du kWh[modifier | modifier le code]

Les facteurs d’émission moyens en prospectif[modifier | modifier le code]

Il est possible de calculer en prospectif le facteur d’émission moyen du kWh produit sur la base de scénario d’évolution de la demande et du parc de production apte à y répondre. Le RTE a élaboré en 2014 quatre scénarios d’évolution possible du système électrique français à horizon 2030[19]. Les scénarios à long terme ont vocation à explorer les variations plausibles du mix énergétique national et prennent en compte deux évolutions significatives depuis le Bilan prévisionnel 2012 publié par le RTE :

  • La révision à la baisse des perspectives d’évolution de la consommation d’électricité du fait de la morosité économique et de la pénétration toujours plus forte de l’efficacité énergétique des bâtiments et des équipements à renouvellement rapide,
  • Le cadre instauré par le projet de loi relatif à la transition énergétique pour la croissance verte qui limite la capacité nucléaire à 63,2 GW et fixe de nouveaux objectifs pour 2030 : 50 % de la production annuelle d’origine nucléaire et des productions renouvelables annuelles égales à 40 % de la consommation d'électricité.

Les chiffres-clés de ces scénarios sont récapitulés ci-dessous en ce qui concerne la production d’électricité et les émissions de CO2 qui en résultent.

Evolution de la production d’électricité en France à horizon 2030 et des émissions de CO2 associées dans les différents scénarios envisagés par RTE
Scénario Chiffres 2013 Scénario A (croissance faible) Scénario B (croissance forte) Scénario C (diversification) Scénario D (nouveau mix)
Production nationale en TWh 549.7 553.9 625.9 550.4 516.0
dont solde exportateur (49.2) (99.4) (73.1) (43.0) (26.3)
Emissions de CO2 (Mt) 32.2 19.0 15.4 31.4 24.1
Facteur d’émission à la production (en g de CO2/kWh) 58.1 34.3 24.6 57.0 46.7

On constate que, hormis dans le scénario C, dans lequel le retrait du nucléaire n’est que partiellement compensé par les énergies renouvelables, les émissions de CO2 à la production sont en diminution, en valeur absolue comme en facteur d’émission, quel que soit le scénario envisagé. On rappelle qu’en 2014, du fait de circonstances favorables, le taux d’émission est tombé à 35.2 g de CO2/kWh.[20]

Les contenus prospectifs par usage[modifier | modifier le code]

Les contenus prospectifs par usage de l’électricité sont supposés refléter l’impact sur les émissions de CO2 que peut avoir le développement des différents usages de l’électricité. La façon de répondre à cet objectif ne fait pas consensus au début de l’année 2015. À la lecture des travaux publiés ces dernières années sur le sujet, il se dégage deux grandes familles de méthodes pour parvenir à évaluer un contenu par usage :

  • les méthodes marginales héritées des théories du calcul marginal en économie,
  • les méthodes proportionnelles, notamment la méthode saisonnalisée développée par EDF et l’ADEME et la méthode proportionnelle intégrale,

Méthodes marginales[modifier | modifier le code]

Les méthodes marginales d'allocation des émissions de CO2 ont été développées par analogie à la notion de coût marginal en économie. L’une des difficultés du calcul marginal est de décrire correctement les phénomènes à la marge et en particulier de déterminer quand les évolutions deviennent structurelles. Ceci a conduit à deux types d’approche :

  • les méthodes marginales de court terme,
  • les méthodes marginales en développement ou incrémentales.

Méthodes marginales de court terme[modifier | modifier le code]

L'expression mathématique du contenu CO2 marginal par rapport aux émissions totales E_t et à la consommation totale C_t s'écrit:

 CO2_m = \frac{d E_T}{d C}

En pratique, le fonctionnement du parc électrique repose sur l'empilement des moyens de production à coût marginal court terme (=coût d'exploitation) de production croissant : les moyens de production les moins coûteux sont appelés en premier puis successivement les moyens de production de plus en plus coûteux jusqu'à l'équilibre offre-demande. Ainsi, les productions fatales (éolien, hydraulique au fil de l'eau, photovoltaïque...) sont nécessairement appelées par définition, puis viennent les centrales nucléaires et enfin les centrales thermiques et l'hydraulique de pointe. À partir des données de production et des conditions économiques, il est donc possible d'évaluer le moyen de production appelé en dernier qui a réalisé l'ajustement marginal heure par heure, donc le moyen susceptible de réagir à une petite augmentation ou à une petite diminution de la demande.

En France, cette notion a par exemple été utilisée dans une note ADEME publiée en 2000 pour calculer la marginalité thermique mensuelle, c'est-à-dire la durée pendant laquelle l'ajustement marginal est assuré par les moyens thermiques, émetteur de CO2 en émissions directes :

Marginalité thermique en 1997 et contenu marginal mensuel (gCO2eq/kWh) d'après la note l'ADEME de 2000
Mois Janvier Février Mars Avril Mai Juin Juillet Août Septembre Octobre Novembre Décembre
% de marginalité 82 % 78 % 51 % 60 % 43 % 52 % 41 % 50 % 62 % 76 % 70 % 77 %
Contenu CO2 marginal 741 704 458 543 389 470 370 455 561 686 631 693

À partir de l'évaluation du contenu marginal horaire ou mensuelle et du profil de consommation d'un usage, il est possible d'établir un contenu CO2 marginal différencié par usage. Ainsi, les valeurs proposées par l'ADEME et RTE dans une note de travail interne et non validé datant d’octobre 2007, différencient-ils trois usages :

  • le chauffage électrique avec un contenu CO2 marginal compris entre 500 et 600 gCO2eq/kWh,
  • les usages de pointe avec un contenu CO2 marginal compris entre 600 et 700 gCO2eq/kWh,
  • les usages de base avec un contenu CO2 marginal compris entre 450 et 550 gCO2eq/kWh.

La notion de contenu marginal correspond à la notion d'"operational margin" utilisée pour évaluer l'impact des projets de réduction des émissions de gaz à effet de serre dans le cadre du Protocole de Kyoto dans différents pays. Ainsi, des guides permettent-ils des évaluations selon les données locales disponibles, comme le guide publié par l'OCDE[21].

Le contenu marginal peut également être appliqué pour les productions électriques, notamment les productions éoliennes ou photovoltaïques. En effet, une production électrique nouvelle a le même effet qu'une diminution de la consommation sur le parc de production. Elle revient à moins solliciter le parc déjà installé, cet ajustement s'opérant en premier sur le moyen de production dont le coût marginal court terme est le plus élevé. Les méthodes marginales permettent donc d'évaluer aussi bien les effets des variations de consommation que les effets d'une nouvelle production, aux pertes de transport et de distribution près.

Le contenu marginal court terme a cependant le défaut de ne pouvoir rendre compte que d'ajustements très limités de la consommation ou de la production. Par ailleurs, comme le parc de production est géré en fonction du facteur de mérite des centrales et non de leur facteur d’émission (il faudrait pour cela un prix du CO2 très supérieur à celui de 5 ou 6 EUR/t auquel il se situe depuis plusieurs années), le contenu en CO2 des moyens de production appelés à la marge peut varier de façon erratique au cours d’une même journée, ce qui conduit à une instabilité très forte dans les résultats des calculs marginaux de court terme.

Méthodes marginales en développement ou incrémentales[modifier | modifier le code]

L'approche incrémentale se propose d'évaluer les conséquences d'un changement dans le parc de production, dû par exemple à une variation relativement importante d’usage de l’électricité. L'expression mathématique du contenu CO2 incrémental par rapport aux émissions totales E_t et à la consommation totale C_t s'écrit

 CO2_i = \frac{\triangle E_T}{\triangle C}

En général, les hausses de demande sont étudiées de façon à prévoir les investissements nécessaires pour compléter le parc existant une fois arrivé à saturation et ainsi garantir l'équilibre offre-demande. Les investisseurs ont intérêt à investir dans les moyens de production qui minimisent le coût marginal long terme de production (coût complet). En prenant des hypothèses sur les coûts d'investissements, par exemple ceux proposés pour la France par la DGEC dans sa publication sur les coûts de référence de la production électrique[22], et des hypothèses sur le prix des énergies, il est possible d'évaluer les moyens à mettre en place en fonction des profils de consommation par usage.

En France, EDF avait proposé à l'ADEME de travailler sur une telle méthode dans la note publiée en 2000, sans donner suite. Il faut revenir à une réponse d'EDF datée de 1988[23] envoyée à la suite d'une étude de la DGEMP attaquant le cadre économique de développement du chauffage électrique pour trouver les premiers éléments d'une méthode incrémentale, limitée alors au chauffage électrique : « en termes d'énergie annuelle, 1 kW de chauffage électrique utilise 2540 kWh par an qui se décomposent en : 35 % de kWh nucléaire (900 kWh), 59 % de kWh charbon (1 500 kWh), 6 % de kWh fioul (140 kWh) ». En se basant sur les contenus CO2 par filière publiée par EDF[24], le contenu CO2 du chauffage électrique calculé sur ce mix de production serait au moins de 629 gCO2eq/kWh.

Gaz de France a proposé en 2007 une approche similaire avec un mix de production actualisé, prenant en compte notamment les cycles combinés gaz naturel qui connaissent un développement important actuellement. Le mix proposé pour l'usage chauffage est de : « 67 % de gaz naturel (50 % de cycles combinés, 17 % de turbines à combustion), 10 % de fioul (turbines à combustion), 13 % de charbon, 10 % de nucléaire ». D'où un contenu CO2 de l’électricité pour l’usage chauffage de l’ordre de 608 gCO2eq/kWh.

Les méthodes incrémentales permettent d'évaluer les implications long terme et structurelles d'évolution de la demande. Elles doivent être utilisées de préférence au calcul marginal de court terme pour l'évaluation de projets dont l'effet sur le parc électrique est important et peut se ressentir sur la durée.

Méthodes proportionnelles[modifier | modifier le code]

Aperçu général[modifier | modifier le code]

Les partisans des méthodes proportionnelles font valoir que si un calcul marginal bien conduit est approprié pour déterminer l’impact d’une action donnée ou d’une stratégie par rapport à une autre, il est inadapté pour dresser une comptabilité carbone par usage, en termes de budget, de trajectoire, de tableaux de bord et de bilan.

Une analogie peut être faite avec la comptabilité d’entreprise : le calcul marginal peut aider à prendre des décisions (d’investissement par exemple) mais la comptabilité d’une entreprise et l’appréciation de sa situation se font sur la base de coûts et de prix moyens. L’application d’une méthode marginale pour la détermination des contenus CO2 par usage conduit à des résultats où les émissions totales ne sont pas égales à la somme des émissions par usage (non additivité). Cette façon de procéder conduit également à des résultats par usage dépendant de l’ordre dans lesquels on effectue le calcul marginal pour chacun de ces usages (non commutativité).

Par ailleurs, la mutualisation résultant de la mise en réseau interdit de considérer que le moyen marginal nécessaire pour satisfaire une consommation supplémentaire est lié de façon durable et exclusive à cette demande additionnelle qui, une fois satisfaite, ne se distingue plus des autres consommations similaires. En d’autres termes, si le calcul marginal permet de caractériser l’impact d’une action ou d’une stratégie sur le système électrique, il est abusif de considérer que le rapport entre cet impact et la variation éventuelle des kWh consommés, peut être assimilé à un contenu en CO2 caractérisant l’usage considéré. Des actions, telles que le recours accru à des énergies renouvelables (solaire ou éolienne), n’ont aucune incidence sur le nombre de kWh consommés et les ratios du calcul marginal deviennent pour elles infinis. On peut également facilement bâtir des exemples où la même action conduit à des contenus CO2 pour l’usage considéré qui, s’ils sont calculés selon une méthode marginale, vont être, selon le contexte, négatifs ou positifs.

Les partisans des méthodes proportionnelles vont valoir en outre qu’elles sont facilement transposables en prospectif, dès lors que l’on sait décrire avec suffisamment de précision l’évolution du système électrique à un horizon donné. L’identité entre la méthode utilisée pour établir des budgets et celle retenue pour dresser les bilans permet d’assurer un suivi cohérent d’une stratégie bas-carbone, sans rupture de continuité lorsqu’une échéance est atteinte et que le budget laisse la place au bilan.

Deux méthodes proportionnelles ont été proposées début 2015 lors d’un séminaire organisé par l’ADEME à Paris le 8 janvier 2015[25].

La méthode saisonnalisée par usage, étendue en prospectif[modifier | modifier le code]

Cette méthode, présentée par EDF, est identique à la méthode saisonnalisée utilisée en historique mais repose sur un scénario prospectif de consommation et de production.

La consommation annuelle de chaque usage est décrite mois par mois comme la somme d’une consommation en base, constante sur l’année (correspondant au minimum annuel de consommation) et de la consommation complémentaire, dite saisonnalisée.

Le scénario de production décrit mois par mois la production de chaque filière de production comme la somme d’une production dite de base, constante sur l’année (correspondant au minimum annuel de production de la filière) et d’une production dite saisonnalisée correspondant au complémentaire. Le scénario retenu pour 2030 est le scénario « nouveau mix » qui est conforme aux orientations de la loi sur la transition énergétique. Les productions nucléaire et hydraulique représentent 95 % de la production base et représentent également la plus grande partie de la production saisonnalisée, à hauteur de 65 %. Les productions charbon, fioul et gaz représentent moins 3 % de la production base et 30 % de la production saisonnalisée, de façon qu’au total le bilan carbone du système électrique ne soit à aucun moment dégradé.

Le tableau ci-dessous présente les résultats auxquels conduit la méthode à l’horizon 2030.

Contenu moyen du scénario prospectif en 2030 (gCO2/kWh) :

Contenu moyen du scénario prospectif en 2030 (gCO2/kWh)
Utilisation Hors ACV Avec ACV>
Chauffage 82 107
Eclairage résidentiel 61 83
Eclairage public 56 77
Usages résidentiels : cuisson 53 73
Usages résidentiels : froid 49 69
Usages industriels 47 67
Usages résidentiels : ECS 52 72
Usages résidentiels : autres 46 66
Transports 47 66

Ces résultats peuvent être rapprochés des contenus CO2 par usage, calculés à partir d’une approche historique, qui sont retenus actuellement dans la Base carbone (cf tableau ci-dessus des contenus CO2 par usage de l'électricité pour la France pour 2013). La baisse des contenus par usage qui est ainsi observée s’explique par la décarbonation du mix électrique encore plus poussée qu'aujourd’hui qui résultera de la mise en œuvre de la loi sur la transition énergétique (disparition du charbon et accroissement de la part des renouvelables).

La méthode proportionnelle intégrale[modifier | modifier le code]

Lors du même séminaire de l’ADEME, l’Association Equilibre des Energies a proposé une version alternative à la méthode saisonnalisée fondée sur la constatation qu’à un instant donné les électrons sont indiscernables sur le réseau et que par conséquent, en se plaçant au niveau d’un point de consommation donné, il est légitime de considérer que la puissance qui y est délivrée provient de chacun des moyens de production selon une clé de répartition identique à la part que prend chacun de ces moyens de production dans la puissance injectée dans le réseau [26].

Cette méthode, dite « proportionnelle intégrale » conduit normalement à introduire un pas de temps aussi fin que possible, et en tout état de cause très inférieur au mois, et à considérer l’ensemble des filières de production mobilisables au lieu de les classer en deux catégories seulement (« pointe » et « saisonnalisée »).

Les usages se différencient par le profil de leur courbe de charge au cours de l’année mais, à la différence de la méthode saisonnalisée, la méthode proportionnelle intégrale permet de prendre en compte les complémentarités qui peuvent exister entre différents usages (par exemple entre le conditionnement de locaux tertiaires et le chauffage de logements). Les méthodes proportionnelles permettent d’assurer la cohérence entre les horizons passé et futur. Elles permettent d’établir des trajectoires et des tableaux de bord permettant de mettre en évidence des écarts éventuels par rapport à la trajectoire visée. Les mesures correctives à prendre éventuellement peuvent s’appuyer sur ces écarts et sur tout l’arsenal de mesure, (réglementaire, fiscal, normatif…) dont dispose l’action publique.

Domaine d'utilisation[modifier | modifier le code]

En résumé, les différentes méthodes permettent une analyse complète des effets des consommations électriques sur les émissions de gaz à effet de serre, à la condition de les utiliser à bon escient :

  • L’approche marginale de court terme permet d’évaluer l’impact d’une action unitaire marginale d’ampleur limitée. L’approche incrémentale permet de comparer entre elles deux stratégies, notamment en ce qui concerne leur impact sur les émissions, mais sans que l’on puisse en inférer de résultats sur les contenus par usage.
  • Les méthodes proportionnelles permettent d'établir des budgets et des bilans à l'échelle des consommations d’un secteur ou d’un territoire ; il est alors possible d’en déduire des trajectoires et d’établir des tableaux de bord.

Il existe des liens entre les résultats issus de chacune de ces approches. La connaissance des contenus proportionnels permet de calculer des impacts ou incidences. Par contre, les calculs marginaux ne donnent un éclairage relatif qu’à un instant donné dans un contexte donné.

Exemple d'utilisation des contenus CO2[modifier | modifier le code]

Les différents contenus CO2 des énergies permettent d'établir des bilans d'émission de gaz à effet de serre pour les consommateurs d'énergie sachant que la quantité d'énergie consommée est connue à travers les comptages et facturations ou peut être estimée à travers des diagnostics énergétiques le cas échéant. Ainsi, la Base carbone administrée par l'ADEME[27] ou le diagnostic de performance énergétique[28] en France proposent des méthodes d'évaluations d'émission de gaz à effet de serre, respectivement pour les entreprises et collectivités locales, et pour les logements et les bâtiments tertiaires.

Les contenus CO2 peuvent être utilisés dans tous les domaines énergétiques : bâtiments, transports, industries...

Choix d’un système de chauffage[modifier | modifier le code]

L'exemple suivant montre les possibilités de comparaison entre les systèmes de chauffage. Les consommations sont des ordres de grandeur pour un logement demandant 10 MWh thermique utile pour le chauffage, les rendements sont issus de la méthode réglementaire française du diagnostic de performance énergétique[28].

Exemple de comparaison des émissions de gaz à effet de serre des chauffages en maison
Solution énergétique Besoin énergétique (kWh/an) Consommation (kWh PCI/an) Contenu CO2 (gCO2eq/kWh) Émissions de CO2 annuelles (tCO2eq/an)
Chauffage électrique à effet joule (convecteur) 10 000 +10 000, 180[29] 1,8
Chaudière fioul 10 000 +11 000, 300 3,3
Chaudière gaz 10 000 +10 500, 234 2,4
Pompe à chaleur électrique 10 000 +04 000, (aérothermique)

2 900 (géothermique)

180 0,72 (aérothermique)

0,52 (géothermique)

Chaudière bois 10 000 +14 000, 13 0,2

Note : La méthode utilisée pour le chauffage électrique est celle de la Base carbone du contenu par usage sur la base de l’historique. Utiliser le contenu marginal en CO2 de l’électricité n'aurait pas de sens, car elle revient à considérer que l'intégralité de l'électricité utilisée pour le chauffage serait de l'électricité de pointe issue de centrales thermiques, alors que seulement une part mineure de l'électricité consommée dans le chauffage provient des centrales de pointes.

L'exemple ci-dessus, donné à titre purement illustratif, indiquerait que la chaudière bois est la solution la moins émettrice de CO2, suivi par la solution « pompe à chaleur géothermique » puis « pompe à chaleur aérothermique ».

Choix d'un véhicule léger[modifier | modifier le code]

L'exemple suivant montre les possibilités de comparaison entre plusieurs voitures utilisant différents carburants, connaissant leur consommation telle que donnée par le constructeur. Il est également possible d'établir son bilan personnel d'émission de gaz à effet de serre par rapport à sa consommation de carburant.

Exemple de comparaison des émissions de gaz à effet de serre des voitures
Type de carburant Consommation typique Contenu CO2 gCO2eq/kWh Émissions de CO2 gCO2eq/km
Essence 6 l/100 km - 0,578 kWh/km 264 153
Gazole 5 l/100 km - 0,537 kWh/km 270 145
GPL 6,45 l/100 km - 0,578 kWh/km 230 133
GNV 5,83 m3/100 km - 0,578 kWh/km 205 118

Les exemples sont ci-dessus sont donnés à titre purement illustratif. En particulier, le rendement des moteurs GPL et GNV sont supposés optimisés pour atteindre le même rendement qu’un moteur essence.

Il est ainsi possible d’orienter son choix sur le véhicule le moins polluant du point de vue des émissions de CO2. À noter que la mise en place du système de bonus/malus pour l’achat d’un véhicule neuf repose sur un calcul d’émission de CO2 sur la base de contenu CO2 en émissions directes pour le passage des consommations conventionnelles aux émissions par 100 kilomètres.

Voir aussi[modifier | modifier le code]

Articles connexes[modifier | modifier le code]

Liens externes[modifier | modifier le code]

  • (en) European Commission, ExternE - Extenalities of Energy, 1996-2007, [lire en ligne]

Bibliographie[modifier | modifier le code]

Références[modifier | modifier le code]

  1. a et b Enerpress, Coal's not dead... pour au moins 5 ans, 2011-12-15
  2. ADEME, Bilan GES, Centre de ressources sur les gaz à effet de serre.
  3. GIEC, 2006 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories, 2006 [lire en ligne]
  4. Citepa
  5. Ministère du logement, Arrêté du 15 septembre 2006 relatif au diagnostic de performance énergétique pour les bâtiments existants proposés à la vente en France métropolitaine, 2006 [lire en ligne]
  6. Transport Canada, Calculateur d'émissions liées au transport urbain, 2006 [lire en ligne]
  7. revue Nature du 09/02/12, p.139
  8. Conseil général des Mines, H. Prevot, Les Réseaux de chaleur, 2006 [lire en ligne]
  9. Enquête annuelle de branche chauffage urbain et climatisation urbaine, https://www.enquete-reseaux.com/
  10. Ministère du Logement, Arrêté du 18 décembre 2007 modifiant l’arrêté du 15 septembre 2006 relatif au diagnostic de performance énergétique pour les bâtiments existants proposés à la vente en France métropolitaine, 2007 [lire en ligne]
  11. Amorce, Contenu CO2 des Réseaux de Chaleur, oct 2009
  12. Enquête de branche 2008, présentée par le CETE de l'Oues
  13. Review of solutions to global warming, air pollution, and energy security by Mark Z. Jacobson
  14. PriceWaterhouseCoopers, Changement climatique et électricité – Facteur carbone européen – Comparaison des principaux électriciens européens –, 2008 [lire en ligne]
  15. PWC.
  16. RTE.
  17. Agirpourlenvironnement.
  18. ADEME.
  19. RTE.
  20. 33. RTE, Bilan électrique 2014.
  21. OCDE, Practical Baseline Recommendations for Greenhouse Gas Mitigation Projects in the Electric Power Sector, 2002, [lire en ligne]
  22. DGEC, Les coûts de référence de la production électrique, 2008 [lire en ligne]
  23. EDF, Le chauffage électrique, un choix justifié pour un produit d'avenir, cité in La Gazette Nucléaire n°133, 1994 [lire en ligne]
  24. [PDF] EDF, Méthode d’élaboration de l’indicateur d’émission de CO2, 2005 [lire en ligne]
  25. 35. Empreinte carbone des organisations, des produits et des services – Ecole des mines de Paris – 8 janvier 2015..
  26. 36. Association Equilibre des Energies, Jean-Pierre Hauet, Détermination du contenu prospectif en carbone des usages de l’électricité, Aspects méthodologiques, janvier 2015.
  27. Bilans GES, centre de ressources sur les gaz à effet de serre (2015).
  28. a et b Site de la DGUHC sur le diagnostic de performance énergétique, http://www.logement.gouv.fr/article.php3?id_article=5873
  29. L'ADEME, Contenu par usage sur la base de l’historique http://observ.nucleaire.free.fr/CO2-Chauffage-electrique-RTE-Ademe.pdf