Quelle valeur pour le contenu CO2 de l'électricité ?

Par Tanguy Le Guen et Guillain Chapelon - Direction Recherche & Technologies - GDF SUEZ – CRIGEN

De nombreuses discussions sont en cours autour de la réduction des émissions de gaz à effet de serre (GES) dans le cadre notamment de la loi sur la transition énergétique, de l’application de l’article 75 du Grenelle II, qui définit pour les entreprises et les collectivités l’obligation de réaliser des bilans d’émissions de GES et des plans d’action visant à les réduire, ou de la prochaine réglementation thermique des bâtiments [1]. Pour mesurer l’impact des consommations énergétiques en matière d’effet de serre il est d’usage de recourir aux contenus CO2 qui reflètent la quantité de GES, exprimée en équivalent CO2, émise par la consommation d’un kWh d’énergie.
La question du contenu CO2 des différentes énergies est donc centrale dans ces débats.

Si l’évaluation de ce contenu CO2 est aisée pour les énergies fossiles comme le gaz naturel ou le fioul, pour lesquels le calcul découle directement des équations de combustion, elle est en revanche bien plus complexe pour l’électricité, cette dernière n’étant pas une énergie naturellement disponible (à l’exception de la foudre et des phénomènes électrostatiques) mais un vecteur énergétique. La consommation d’électricité n’entraîne pas directement d’émission de GES, en revanche, elle en génère indirectement par l’utilisation des combustibles nécessaires à sa production le cas échéant. Par conséquent, les émissions de CO2 induites par la consommation d’un appareil électrique dépendent des moyens de production utilisés. Leur évaluation nécessite donc le recours à des méthodes d’allocation. Contrairement à une idée reçue, il n’existe pas une méthode unique et universelle mais plusieurs méthodes complémentaires, chacune étant adaptée à un champ d’application bien précis [2].

En pratique, le fonctionnement du parc électrique obéit à une logique économique visant à réduire le coût de production de l’électricité, et repose donc sur l'empilement des moyens de production par ordre de coût d’exploitation croissant : les moyens de production les moins coûteux sont appelés en premier puis successivement les moyens de plus en plus coûteux jusqu'à atteindre l'équilibre offre-demande (principe du merit-order). Par conséquent, comme le montre la figure 1, les énergies fatales et le nucléaire sont appelés en premier et constituent le talon de la production électrique, puis sont appelées les centrales thermiques au charbon, au gaz naturel et au fioul selon leur coût. Ce merit-order est fait à chaque instant pour répondre à la demande d’électricité. Dans la grande majorité des situations, à l’instar de l’exemple ci-dessous correspondant au 11 Décembre 2013 à 19 h, le coût d’un MWh produit par une centrale à charbon s’avère plus faible que celui produit par une centrale au gaz naturel ou au fioul.

Figure 1 : Les moyens de production d’électricité sont appelés en fonction de leur coût de production :
d’abord les énergies fatales, puis le nucléaire et enfin les centrales thermiques à flamme
– source : éCO2mix (RTE) 11 décembre 2013.

L’entrée en application de l’article 75 de la loi Grenelle II a amené les pouvoirs publics à s’interroger sur la méthode de calcul à utiliser pour évaluer le contenu CO2 de l’électricité dans deux cas distincts : la réalisation d’un bilan d’émissions de GES et l’établissement d’un plan d’action visant à réduire ces émissions. La réponse à ces deux questions, ne se résume pas à une seule mais bien à deux méthodes d’allocation.

La notion de bilan de GES fait référence à des émissions de CO2 générées dans le passé. Dans la mesure où la provenance d'un kWh électrique ne peut pas être précisément déterminée, le contenu carbone de l’électricité est obtenu en moyennant les émissions de CO2 du parc de production sur la période considérée. C’est la méthode dite «moyenne».

En revanche, pour un plan d’action visant à réduire ces émissions, l’objectif est d’orienter les choix d’investissement vers les solutions les moins émettrices de GES. Par conséquent, il faut retenir une méthode mettant en valeur l’impact futur de chacune des options envisagées par rapport aux autres choix possibles, y compris celui de l’inaction. Ce raisonnement fait appel aux méthodes dites « marginales » dérivées de la notion de coût marginal, particulièrement utilisé pour orienter les décisions économiques. A noter que ce raisonnement est à la base des tarifs régulés de l’électricité en France développé en son temps par Marcel Boiteux, président d’honneur d’EDF.

2.1) Les méthodes moyennes permettent de faire un bilan sur le passé

Déterminer la relation entre la consommation d’électricité et les émissions de CO2 nécessite d’associer précisément un moyen de production d’électricité à cette consommation, ce qui est rarement possible. En effet, si les moyens de production s’ « empilent » selon à un ordre de priorité, les usages de l’électricité n’ont pas de priorité les uns par rapport aux autres. Par conséquent, comment évaluer les émissions de GES générées par un appareil électrique sachant que les moyens de production mobilisés varient à chaque instant pour répondre à la variabilité de la demande ? Selon que l’électricité ait été produite par une centrale à charbon ou une centrale nucléaire, les émissions de CO2 varient considérablement : elles sont quasi-nulles pour le nucléaire et grimpent jusqu’à un peu plus de 1 000 kgCO2/MWh pour certaines centrales à charbon.

Un raisonnement simple consiste à diviser l’ensemble des émissions de CO2 du parc de production par l’ensemble de l’électricité produite ou consommée. On arrive alors à déduire un contenu CO2 moyen de l’électricité pour tous les usages, contenu qui n’est autre que la moyenne des émissions. Avec une telle méthode, le contenu CO2 moyen de l’électricité à la production est de l’ordre de 60 à 70 kgCO2/MWh en France ce qui traduit l’importance du parc nucléaire et hydraulique  dans le mix énergétique français. A titre de comparaison, le contenu CO2 moyen de l’Allemagne est supérieur à 500 kgCO2/MWh [3].

Au-delà de ces calculs d’émissions totales de GES rapportées à la production ou à la consommation d’électricité, il existe d’autres méthodes moyennes distinguant les contenus CO2 en fonction des différents usages de l’électricité. La plus connue est la méthode dite « saisonnière », développée conjointement par l’ADEME et EDF en 2005 [4] et révisée en 2012 [5], qui est la plus utilisée en France, elle sert notamment de base pour le calcul du Diagnostic de Performance Energétique (DPE).

Le principe de calcul repose sur une séparation de la production d’électricité en une partie dite « de base » et une partie dite « saisonnière ». Le talon de production des différentes ressources du parc est affecté à la partie « de base », tandis que le reste est affecté à la « partie saisonnière » (voir Figure 2). Pour chacune de ces parties « base » et « saisonnière » on calcule un contenu CO2 sur le principe du contenu moyen. Le nucléaire et l’hydraulique fonctionnant principalement en base, la partie de base aura un contenu CO2 très faible. La partie saisonnière regroupe, quant à elle, l’essentiel des moyens thermiques. Le même principe de séparation est appliqué aux consommations des différents usages (chauffage, éclairage, industrie,…) afin de leur affecter un ratio de saisonnalité qui correspond à la répartition des consommations entre les parties « de base » (le talon de consommation) et « saisonnière » (la partie fluctuante). Il est alors possible de calculer le contenu CO2 de ces usages. Par exemple, le chauffage, usage entièrement saisonnier, a un contenu de 210 kgCO2/MWh tandis que les usages de base ont un contenu de 40 kgCO2/MWh.

Figure 2: Le poids important des usages thermiques de l'électricité (chauffage, ECS) induit
une forte saisonnalité de la demande française d'électricité (S : saisonnier – NS : non saisonnier).

Cette méthode permet d’allouer les émissions de CO2 du parc de production d’électricité des années passées aux consommations d’électricité. Elle traduit bien un bilan de GES mais présente cependant deux inconvénients majeurs. Premièrement, cette méthode oblige à faire des simplifications sur la prise en compte des importations et des exportations alors que le fonctionnement du système électrique ne peut faire abstraction des interconnexions sur la plaque européenne. Par exemple, dans la méthode ADEME-EDF, la nécessité de démarrer des groupes de production à l’étranger pour compenser une modulation à la baisse des exportations françaises, lorsqu’elle se produit, est ignorée. Deuxièmement, les variations horaires ne sont pas prises en compte. Cela donne une part saisonnière faible à des usages tels que l’éclairage ou la cuisson alors que ces derniers agissent fortement sur la pointe de la demande d’électricité. A ce sujet Christian Cardonnel a proposé sur le site internet XPAIR une approche intéressante basée sur une méthode horaire pour le calcul du contenu CO2 [6]. Gardons en mémoire les limites de ces méthodes d’allocation « moyennes » pertinentes pour évaluer des consommations passées mais incapables de refléter l’impact d’une hausse ou d’une baisse de la consommation d’électricité sur les émissions de CO2. Ce point est d’ailleurs clairement indiqué dans le guide méthodologique de l’ADEME sur la méthode saisonnière [5] : « Ces résultats n’ont 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 ».

2.2) Les méthodes marginales permettent d’orienter les choix d’investissement

Les méthodes marginales se proposent de rendre compte de l’impact d’une action, par exemple une hausse ou une baisse de la demande, sur le réseau électrique et ses émissions. Pour optimiser le coût de production du kWh électrique, comme évoqué au premier paragraphe, le gestionnaire du réseau sollicite les moyens de production par ordre de coût marginal croissant (voir Figure 1). Par analogie à cette notion de coût marginal, les méthodes marginales d’allocation des émissions de CO2 ont été développées pour évaluer les conséquences d’une action sur le fonctionnement du réseau électrique et de ses émissions de GES. Elles consistent donc à rechercher le moyen de production d’électricité sollicité par une hausse ou baisse de la demande d’électricité, afin de déterminer le contenu CO2 de cette consommation d’’électricité marginale.

Figure 3: Illustration de l’empilement des moyens de production par ordre de coût d’exploitation croissant (merit-order)
Source : éCO2mix (RTE) 26 novembre 2013.

En hiver, la baisse des températures implique la mise en fonctionnement d’un nombre croissant de moyens de production. La sensibilité à la température de la consommation française d’électricité est estimée par RTE à 2 400 MW/°C en moyenne durant la période hivernale. La Figure 3 présente le cas d’une journée moyenne en hiver. En supposant qu’il ait fait légèrement moins froid sur cette journée du 26 Novembre 2013, la logique économique d’optimisation du coût de production aurait impliqué un recours plus faible au moyen de production le plus cher. Une baisse de 1 MW de la demande sur la journée par exemple aurait sûrement fait diminuer la sollicitation des centrales thermiques évitant ainsi des émissions de CO2 associées, comprises entre 500 et 1 000 kgCO2/MWh. Cet exemple de marginalité des moyens de production fioul n’est pas généralisable sur le reste de l’année. En fonction du moment auquel les économies d’électricité sont réalisées et des risques de congestion du réseau, nous observons un ajustement des moyens nucléaires parfois et thermiques classiques la plupart du temps. Sur l’année, le contenu CO2 évité est donc la moyenne des contenus CO2 marginaux des moyens de production. L’ADEME et RTE [7] évaluent ce contenu entre 450 et 700 kgCO2/MWh, ce qui indique que, dans un périmètre interconnecté où l’hydraulique, l’éolien et le nucléaire sont disponibles en quantité limitée, l’essentiel de l’ajustement marginal est réalisé par les moyens de production thermique à flamme.

Ce contenu CO2 marginal, réalisé sur une année, donne une vision « actuelle » des ajustements. Pour lui permettre d’éclairer correctement les choix d’investissement, il est nécessaire d’y ajouter une vision prospective afin de tenir compte des évolutions futures du parc de production et de la demande d’électricité. Le Green House Gas Protocol, référence mondiale dans l’évaluation des émissions de GES, préconise la comparaison de deux scénarios de demande à moyen ou long terme pour répondre à la question de l’impact d’un nouveau projet [8] :

- Un scénario dit tendanciel, correspondant à l’évolution la plus probable de la demande d’électricité et des moyens de production. L’évolution des moyens de production prend en compte les investissements liés à des engagements politiques (par exemple pour les ENR) et les choix économiques dont le but est d’assurer l’équilibre offre-demande (voir Figure 4).

- Un scénario s’appuyant sur le scénario dit tendanciel, mais incluant une action correspondant à une consommation supplémentaire ou évitée, dont on souhaite évaluer le contenu CO2.


Pour répondre à la demande supplémentaire ou éviter d’un kWh, la méthode a recours soit à un moyen de production existant, soit à la construction d’une nouvelle centrale de production d’électricité. L’ADEME et RTE estiment à 380 kg/MWh le contenu CO2 évité grâce à des mesures de maîtrise de la demande d’électricité à l’horizon 2020 [7]. Cette procédure met en avant deux points fondamentaux de l’analyse prospective des émissions de GES :

- D’une part, le rôle majeur joué par les interconnexions dans l’ajustement à la hausse ou à la baisse de la demande d’électricité en France. Les calculs réalisés par l’ADEME et RTE montrent qu’une baisse de la consommation d’électricité en France induit une augmentation des exportations l’électricité, ce qui entraîne à son tour l’arrêt de moyen de production à l’étranger, évitant ainsi des émissions de CO2. A partir des scénarios prospectifs établis par RTE en 2011 [9], on peut estimer qu’à l’horizon 2020, 75% des ajustements seront réalisés par des moyens de production situés en dehors du périmètre national. Il est donc crucial de donner une dimension européenne à la méthode d’allocation employée.

- D’autre part, la nécessité de distinguer l’évolution tendancielle des émissions de GES de l’impact de l’action considérée. La majorité des scénarios prospectifs prévoient une diminution des émissions de CO2 du parc du fait du remplacement des centrales charbon les plus anciennes par des centrales moins polluantes et par le développement des énergies renouvelables. Dans un souci de rigueur de raisonnement, il est important de ne pas attribuer ces baisses d’émissions au bénéfice de l’action évaluée.


Le choix des scénarios d’évolution joue un rôle important dans ces résultats et certains paramètres sont difficilement prévisibles à long terme (prix mondiaux des énergies, politiques énergétiques, croissance économique, …). Néanmoins, il est certain que l’ajustement de la production à horizon 2020 sera assuré au mieux par des moyens de production au gaz naturel, limitant l’impact en émission de GES, au pire par des centrales charbon. Le contenu CO2 marginal devrait donc être compris entre 400 et 800 kg/MWh.

Figure 4: L’évolution tendancielle est constituée de la meilleure anticipation de la demande et des moyens
de production d’électricité. Les gestionnaires de réseau sont tenus de réaliser ces prévisions afin d’identifier
les investissements nécessaires pour compléter le parc existant et ainsi garantir l’équilibre offre-demande.

Le critère d’additivité est souvent utilisé pour invalider les approches marginales : il peut être tentant de retrancher d’un premier bilan de GES les émissions évitées, calculées avec la méthode marginale, afin de calculer son futur bilan d’émission de GES, ce qui peut conduire à un futur bilan négatif. La principale difficulté d’appréciation des émissions de CO2 dues à l’électricité vient du fait que la consommation d’électricité n’émet pas en elle-même de CO2 de manière directe mais de manière indirecte. Lorsqu’un consommateur réduit sa consommation, il oblige les producteurs à adapter leurs offres et par conséquent leurs émissions. Cette réduction s’applique donc à l’ensemble des consommateurs et non seulement à celui ayant réduit sa consommation.

Figure 5 : Schéma simplifié du parc de production français, avec le nucléaire à bas coût et faiblement
émetteur de GES et les centrales thermiques à flamme, plus onéreuses et fortement émettrices de GES.

La Figure 5 illustre ce phénomène pour un cas volontairement simplifié avec seulement deux moyens de production : une réduction de la consommation, et donc des émissions de GES associées (en gris), a un impact sur le contenu moyen et permet donc à tous les acteurs de réduire leurs émissions indirectes (en rouge). L’utilisation de la méthode marginale permet d’agir dans l’intérêt commun et non seulement dans l’intérêt propre.

S’il existe différentes méthodes de calcul, aucune ne peut être considérée comme universelle. Pour être pertinente, chacune doit être utilisée en fonction du contexte et du problème considéré.

A l’heure de la transition énergétique, des questions se posent sur le chemin à emprunter pour conduire nos sociétés vers une plus grande sobriété énergétique et une réduction forte de notre impact environnemental.
Les débats sont déjà nombreux notamment autour de la place des différents systèmes de chauffage dans l’habitation. Une évaluation juste des émissions de GES remet en cause l’idée reçue du caractère peu émissif de l’électricité dans le cadre de nouveaux projets comme ceux de la construction neuve. Pour faire face aux enjeux de demain, il faudra pour l’électricité se limiter aux appareils ayant une performance au moins égale à celle des pompes à chaleur électriques et abandonner le chauffage électrique direct.

L’urgence et l’importance d’engager une transition énergétique pour réduire les impacts majeurs du changement climatique justifient sans aucune équivoque l’adoption des méthodes de mesures adéquates afin de garantir les meilleurs choix politiques.



Bibliographie :

[1] Loi n°2010-788 du 12 Juillet 2010 portant engagement national pour l’environnement

[2] Contenu CO2 de l’électricité : une question d’objectifs – Association négaWatt, Les cahiers de GLOBAL CHANCE - N° 27 - Janvier 2010

[3] CO2 Emissions from Fuel Combustion, Highlights – AIE, 2013

[4] Note de cadrage sur le contenu CO2 du kWh par usage en France – ADEME, 14 Janvier 2005

[5] Evaluation du contenu en dioxyde de carbone (CO2) des différents usages de l’électricité distribuée en France métropolitaine entre 2008 et 2010 – ADEME, 2012

[6] Analyse du kWh d'électricité français, millésime 2012 – Christian Cardonnel, 15 Octobre 2013

[7] Le contenu en CO2 du kWh électrique : avantages comparés du contenu marginal et du contenu par usages sur la base de l’historique – ADEME-RTE le 8 Octobre 2007

[8] Guidelines for Quantifying GHG Reductions from Grid-Connected Electricity Projects – World Resources Institute and the World Business Council for Sustainable Development, Décembre 2005

[9] Bilan prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité en France – RTE, édition 2011

Par Tanguy Le Guen et Guillain Chapelon
Chef de projet Réglementations Thermiques Bâtiments Direction Recherche & Technologies – GDF SUEZ – CRIGEN

SOURCES ET LIENS