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Interview Nicolas de Warren - Uniden : « Produire en France, c'est bon pour le climat »

Propos recueillis par Sylvie Latieule

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Interview Nicolas de Warren - Uniden : « Produire en France, c'est bon pour le climat »

© Bruno MAZODIER

Association qui fédère les plus importants consommateurs industriels d'énergie en France, l'Uniden défend un accès à une énergie la plus compétitive possible. L'organisation met également en avant les bienfaits d'une réindustrialisation permettant d'abaisser l'empreinte carbone du pays, considérant que la part élevée d'électricité très décarbonée -nucléaire, hydraulique et ENR - dans le mix énergétique offre les conditions d'une production industrielle bas carbone compétitive. Détails avec le nouveau président de l'Uniden, Nicolas de Warren.

Pouvez-vous nous présenter l'Union des industries utilisatrices d'énergie ou Uniden que vous présidez depuis juin 2019 ?

Nicolas de Warren : L'Uniden est une association, fondée en 1978 lors du deuxième choc pétrolier, qui représente les intérêts de la « grande industrie » en France pour laquelle la maîtrise des coûts énergétiques constitue un facteur essentiel de compétitivité. Elle compte 52 adhérents à ce jour représentant une consommation globale de près de 75 TWh tant en gaz qu'en électricité, soit plus de 70% de l'énergie consommée par l'industrie en France, et couvre une large gamme de secteurs : métaux, matériaux de construction, ciment et chaux, verre, chimie, raffinage, papier carton, agroalimentaire, automobile, transports. Notre force réside dans notre compétence, les adhérents mettant à disposition de l'association leurs professionnels de l'énergie, qui ont tous de grandes compétences techniques et économiques, regroupés dans trois commissions : électricité, pétrole & gaz, climat & efficacité énergétique. Ces commissions techniques réalisent les analyses et établissent les positions à faire valoir aux autorités françaises et européennes, aux opérateurs énergétiques et aux associations professionnelles. 

Quel est le poids de l'industrie chimique au sein de l'Uniden ?

Nicolas de Warren  : Parmi tous les secteurs industriels que nous représentons, la chimie et la métallurgie, en particulier l'acier et l'aluminium, ont un poids particulièrement important et sont d'ailleurs à l'origine de l'association. Dans l'industrie chimique, on trouve des représentants de nos trois catégories d'adhérents que sont les hyper-électro-intensifs (HEI), les électro-intensifs et les grands consommateurs. Pour les HEI, le prix de l'énergie est une question vitale car il peut constituer jusqu'à 40, voire 50 % du prix de revient de leurs produits. Dans cette catégorie, nous trouvons, en tout ou partie, des acteurs de la chimie comme Kem One, Arkema, Métaux spéciaux, Eramet, Vencorex ou encore Ineos. De nombreux autres chimistes, comme par exemple Solvay ou Seqens, se classent dans la catégorie des électro-intensifs. Sans être vital, le prix de l'énergie y a une incidence directe importante sur la valeur ajoutée de l'entreprise. Parmi les grands consommateurs, nous avons des industriels qui consomment de grandes quantités d'énergie mais réparties sur de très nombreux sites. C'est typiquement le cas de l'automobile ou des transports. Pour tous, l'accès à l'énergie est un facteur clé de compétitivité par rapport à leurs concurrents à l'international.

Que faut-il retenir de l'offre électrique en France et de ses enjeux ?

Nicolas de Warren  : Historiquement, la France s'est construit un outil de production d'électricité extrêmement compétitif fondé sur l'hydroélectricité puis sur le nucléaire qui a permis l'épanouissement de la « grande industrie ». Ce parc adresse parfaitement les besoins des industriels qu'ils soient dans la catégorie des HEI, des électro-intensifs ou des grands consommateurs. Ainsi, une part significative du développement de l'industrie sur notre territoire est-il à mettre à l'actif de cette électricité hydro-nucléaire hyper compétitive, qu'il s'agisse de la métallurgie ou de la filière chlore - PVC par exemple. Mais le lien entre ce parc électrique et ces industriels s'est progressivement distendu et ce, pour de nombreuses raisons. C'est ainsi qu'à partir de 2005 nous avons tiré la sonnette d'alarme sur la déconnexion croissante entre les fondamentaux de la production d'électricité en France et la libéralisation des prix, nos industries ayant été les premières à passer au marché de gros. C'est à cette époque qu'est né le groupement de plus de vingt-cinq électro-intensifs au sein du consortium d'achat Exeltium. Dans les années 2010-2015, nous avons démontré que la France avait perdu son avantage compétitif dans l'approvisionnement des industriels électro-intensifs, en mettant notamment en évidence un différentiel de prix de l'électricité entre la France l'Allemagne de 35 à 40%. Nous travaillons en permanence à gommer ce différentiel, et c'est difficile tant le paradigme électrique a été bouleversé en Europe. Mais c'est une nécessité impérative. A cet effet, nous devons restaurer la liaison organique entre ce que j'appellerai « le bloc de compétitivité hydro-nucléaire » et la grande industrie.

Existe-t-il des synergies entre la production, le réseau électrique et les sites Uniden ?

Nicolas de Warren  : Nos sites, du fait de leur très important volume de consommation et leur profil de consommation spécifique - le plus souvent anticyclique, plat ou prévisible - sont en mesure de rendre des services importants au service public du transport de l'électricité par une gestion modulée de leur demande (« Demand Side Response »). La « gestion modulée de la demande » consiste à apporter au gestionnaire du réseau de transport électrique - RTE en l'occurrence - une palette d'outils de modulation de la consommation de nos sites en fonction notamment de leur temporalité d'activation. Plutôt que d'obliger à un surinvestissement dans des surcapacités de production ou de transport, les industriels consentent à moduler leur demande électrique en période de pointe, d'ultra-pointe ou, à l'extrême, de risque de « black out » sur le réseau comme nous en avons connu un à l'échelle européenne le 4 novembre 2006 et comme nous aurions pu en connaître un nouveau en France le 10 janvier 2019. Ces dispositifs - qu'il s'agisse d'effacements, de réserves rapides ou d'interruptibilité immédiate par exemple - fonctionnent sur la base d'appels d'offres qui rémunèrent - plus ou moins bien - le service ainsi rendu. Tout indique que ces services rendus par la grande industrie seront de plus en plus nécessaires au bon fonctionnement d'une production ayant globalement une beaucoup plus forte variabilité du fait des ENR, d'un réseau européen de plus en plus interconnecté - donc interdépendant -, et du fait d'un profil global de consommation qui se distord de plus en plus de la base vers la pointe.

Quelle est aujourd'hui la tendance pour le prix de l'électricité ?

Nicolas de Warren  : Le prix de l'électricité sur le marché de gros est aujourd'hui inscrit dans une tendance structurellement haussière. Ainsi, après avoir connu un point bas à mi-2017 à 27-28 E/MWh, le prix « forward » sur le marché de gros en Europe a doublé pour s'établir actuellement autour de 52 E/MWh. Ceci est dû pour l'essentiel à la hausse du prix du carbone internalisé dans celui de l'électricité (les « émissions indirectes »), mais également au renchérissement du coût complet du MWh nucléaire, lié à la réévaluation des exigences de sûreté post-Fukushima et à l'allongement de la durée d'exploitation des tranches nucléaires, ainsi qu'à la hausse croissante de la part des énergies renouvelables - avec leur intermittence structurelle - dans le mix électrique européen. Afin d'éviter que nos sites industriels totalement exposés à la concurrence internationale ne soient trop lourdement impacté par ce renchérissement structurel, la France a choisi d'adopter depuis 2016, à l'instar d'une dizaine d'autres Etats-membres, un dispositif - autorisé par l'Europe - de compensation des « émissions indirectes » des sites industriels gros consommateurs d'électricité et soumis à la directive ETS. Il a été considéré - à juste titre - qu'ils ne pouvaient payer deux fois le coût du CO2 , une première fois à travers la contrainte croissante que fait peser la diminution accélérée des allocations de quotas CO2 jusqu'à leur quasi-disparition après 2025, et une seconde fois par le transfert quasi intégral du coût du CO2 dans le prix de l'électricité. L'Uniden appelle instamment, au moment où les discussions s'engagent à Bruxelles sur le futur régime pour la prochaine décennie, à la pérennité de ce dispositif, qui est désormais un élément essentiel de préservation de la compétitivité de nos sites, alors que le prix de marché du quota est passé de 7 à 25 € par tonne de CO2 en dix-huit mois, et pourrait rapidement atteindre 40, voire 60 € la tonne.

Quel est le point de vue de l'Uniden sur l'électricité renouvelable ?

Nicolas de Warren  : La grande industrie peut s'appuyer aujourd'hui sur un mix électrique performant, assis essentiellement sur le parc hydroélectrique et nucléaire, parmi les plus faiblement carboné au monde, avec moins de 0,05 tonne de CO2 émise par MWh d'électricité produite. Ainsi, par exemple, les émissions totales, directes et indirectes liées à la production d'une tonne d'aluminium sont en France d'environ 2 tonnes de CO2 par tonne d'aluminium produite, contre 15 tonnes en Chine. Notre parc électrique, renforcé par l'apport croissant des ENR à sa décarbonation, verse ainsi un « dividende climat » quotidien à chaque consommateur. Il faut absolument capitaliser sur celui-ci. Les sites Uniden ne peuvent, pour la plupart et essentiellement du fait des volumes requis, que s'appuyer contractuellement sur le parc hydro-nucléaire qui seul peut leur apporter la visibilité et la compétitivité de long terme requise. Pour autant, le développement des garanties d'origine et, au-delà, grâce à la forte augmentation des puissances installées, de contrats d'approvisionnement assis directement sur des actifs ENR (« PPA ou Power Purchase Agreements ») ouvre de plus en plus de perspectives économiquement attractives à certains de nos adhérents, comme on peut le voir en Europe du nord par exemple.

Pourtant, la France n'est-elle pas engagée dans la réduction de la part du nucléaire ?

Nicolas de Warren  : En réalité, les choix - réalistes - qui viennent d'être faits dans le cadre de la loi « énergie et climat » confortent le maintien jusqu'au milieu du siècle au moins d'un parc électro-nucléaire ayant une capacité « productible » qui, conjuguée avec la montée de la part des ENR dans le mix électrique national, permettra de répondre à la double exigence de compétitivité et de sécurité d'approvisionnement - qui est absolument indispensable dans nos économies du XXIème siècle. Qui pourrait consentir à ne pas pouvoir, à n'importe quel moment et en toutes circonstances, recharger son portable, son PC et demain, sa voiture électrique ? Personne !

Outre l'électricité, l'industrie chimique est également une grande consommatrice de gaz. Quels sont les grands enjeux autour de cette autre ressource ?

Nicolas de Warren  : La consommation de gaz des adhérents de l'Uniden est également de l'ordre de 70 TWh par an. Tout comme l'électricité, le gaz peut également être une matière première pour certains industriels. À ce titre, des producteurs d'ammoniac pour fertilisants comme Yara ou Borealis sont considérés comme des gazo-intensifs. Dans le domaine du gaz, nous avons milité pendant des années pour la fusion des trois zones tarifaires existant en France, fusion qui est désormais effective depuis la mise en service fin 2018 du gazoduc « Val de Saône ». Il n'y a plus désormais de distorsions de prix - de spread - entre le nord et le sud de la France et c'est heureux. Le gaz, qu'on le veuille ou non, va être au niveau mondial le principal vecteur de la transition énergétique du charbon et du pétrole vers une économie bas carbone. Son abondance se confirme tous les jours, et son modèle économique a été radicalement transformé par l'irruption des gaz de schiste qui a entrainé la décorrélation - probablement définitive - de son prix de celui du baril. L'effet de ciseau, dont bénéficient ainsi les industriels consommateurs de gaz dans leurs procédés ou dans leurs cogénérations, ne doit pour autant pas être amputé, en France, par un surcoût lié à un tarif de stockage, service auquel nos adhérents n'ont pas recours du fait de leur profil plat de consommation. Nous serons particulièrement vigilants sur ce point.

Que pensez-vous de la montée en puissance du biométhane dans le mix énergétique ?

Nicolas de Warren  : Le biométhane aura, quel que soit son développement, toujours une place limitée dans le mix. Nous ne pensons pas d'ailleurs que ce soit, sauf exceptions, un vecteur énergétique destiné directement à nos sites, contrairement, par exemple, aux combustibles solides de récupération (CSR) issus de l'économie circulaire qui peuvent y trouver un débouché pertinent. Nous serons pour autant très attentifs à ce que les coûts d'injection du biogaz dans le réseau - qui seront nécessairement élevés du fait de la multiplication des points d'injection - ne viennent pas pénaliser le coût d'acheminement du gaz pour les industriels que nous sommes qui ne sont pas parties prenantes au développement de ce biométhane.

Vous affirmez que la transition énergétique et climatique ne se fera pas sans l'industrie : d'où vous vient cette certitude qui est assez contre-intuitive ?

Nicolas de Warren  : Alors qu'entre 1995 et 2015 les émissions domestiques de la France ont baissé de 20%, son « empreinte carbone » a augmenté de 11%. Ce paradoxe s'explique par l'impact croissant des produits importés, dont la fabrication implique une émission de gaz à effet de serre pratiquement toujours supérieure à celle des mêmes produits fabriqués en France. La désindustrialisation continue de la France depuis trente ans, qui a frappé en priorité les secteurs les plus exposés à la concurrence internationale, a fortement contribué à la réduction des émissions directes, mais a eu ainsi paradoxalement un impact négatif global pour le climat. Ceci conforte notre affirmation qui consiste à dire que produire en France c'est bon pour le climat. En revanche pour ce qui est de la réindustrialisation, à promouvoir dans le cadre d'une économie devant tendre à la neutralité carbone, nous avons une vision claire sur le sujet. Elle devra nécessairement s'appuyer sur des infrastructures existantes - par exemple nos grands plateformes chimiques - qui devront être en mesure d'accueillir des activités innovantes. Mais pour ce faire, elles doivent rester compétitives, sinon les nouveaux acteurs industriels que la France soutient résolument au stade de la R&D iront industrialiser ailleurs leurs nouvelles solutions. La transition énergo-climatique ne se fera pas dans un désert industriel. Les pouvoirs publics ont bien entendu notre message et souhaitent passer à une phase plus opérationnelle. Pour y contribuer, l'Uniden vient de lancer un travail de fond, confié au cabinet Deloitte, sur la détermination fine de l'empreinte carbone de la France et son lien avec l'industrie à travers une approche multisectorielle. Participent à cette étude France Industrie, France Chimie et les filières papier-carton, acier et métallurgie, aluminium, verre et ciment, sachant que la DGE, la DGEC et l'Ademe ont accepté de participer à son pilotage, ce dont nous nous félicitons. L'intérêt qu'elle suscite a priori nous commande d'identifier collectivement, le moment venu, des pistes concrètes de recomposition de notre tissu industriel.

ÉNERGIES RENOUVELABLES : LA FRANCE EST EN DESSOUS DE SES OBJECTIFS

La directive 2009/28/CE fixe pour la France un objectif de 23 % d'énergie produite à partir de sources renouvelables dans la consommation finale brute d'énergie à l'horizon 2020. En 2017, cette part s'élève à 16,1 %, en deçà des 19,5 % prévus par la trajectoire définie en 2009 par la France pour atteindre l'objectif 2020 et présentée dans le plan national d'action en faveur des énergies renouvelables (PNA EnR). Le retard constaté concerne à la fois les composantes électrique et thermique. Dans le domaine des transports, la part des énergies renouvelables excède la trajectoire de 0,3 point en 2017. En 2018, la production primaire d'énergies renouvelables s'est élevée à 27,7 Mtep. Les principales filières restent la biomasse solide (38,3 %), l'hydraulique renouvelable (20,2 %), les biocarburants (9,9 %), l'éolien (8,8 %) et les pompes à chaleur (8,7 %).

Source : Chiffres clés de l'énergie- édition 2019 Ministère de la Transition écologique et solidaire

 

ABATTEMENTS TURPE POUR RÉDUIRE LA FACTURE DES ÉLECTRO-INTENSIFS

Depuis le 18 août 2015, la loi pour la transition énergétique et la croissance verte prévoit que des entreprises électro-intensives puissent bénéficier d'une réduction sur le tarif d'utilisation du réseau public de l'électricité (TURPE) à compter du 1er janvier 2016. L'abattement TURPE concerne les entreprises qui ont un niveau minimal de consommation, une durée minimale d'utilisation ou un taux minimal d'utilisation en heures creuses et un profil de consommation prévisible et stable ou anticyclique. Les entreprises concernées sont notamment les électro-intensifs que le décret range en 3 catégories. La première catégorie concerne les entreprises électro-intensives qui consomment plus de 2,5 kWh par euro de valeur ajoutée à travers l'ensemble de leurs sites. On trouve ensuite les sites électro-intensifs qui consomment plus de 2,5 kWh/E de valeur ajoutée. Les sites hyper électro-intensifs ou HEI consomment pour leur part plus de 6 kWh/E de valeur ajoutée. Pour bénéficier de cet abattement TURPE, les entreprises éligibles doivent mettre en oeuvre en contrepartie une politique de performance énergétique.

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