<h3>L’Union européenne veut augmenter ses capacités d’importation de gaz fossile</h3>“Le bon sens a prévalu”, selon Lars Ole Løcke, porte-parole du Parti populaire européen. Le 12 février dernier, le Parlement européen a rejeté une motion des Verts qui remettait en question le contenu «&nbsp;fossile&nbsp;» de la 4e liste des projets d’intérêt commun. Ce qui rend 27 gazoducs et 5 terminaux méthaniers <a class="footnoteLink" href="#footnote-1">[1]</a> susceptibles de recevoir des subventions européennes ou des prêts de la Banque Européenne d’Investissement <a class="footnoteLink" href="#footnote-2">[2]</a>.&nbsp;Parmi les 27 gazoducs, 4 serviraient à importer du gaz naturel depuis l’extérieur de l’Union européenne (UE). C’est par exemple le cas du projet EastMed, qui vise à acheminer du gaz depuis les gisements offshore de l’Est de la Méditerranée vers la Grèce, l’Italie et l’Europe centrale. Autre projet d’importance, par sa longueur, le gazoduc Trans-Caspian, qui relie le Turkménistan et l’Azerbaïdjan à l’UE en passant par la Géorgie et la Turquie.&nbsp;Au-delà de la liste des projets d’intérêt commun retenus par la Commission, l’inventaire effectué par le Global Energy Monitor <a class="footnoteLink" href="#footnote-3">[3]</a> montre que l’ensemble des projets d’infrastructure destinés à importer du gaz naturel dans l’UE se chiffre à 64&nbsp;Mds €, dont 52&nbsp;Mds € de gazoducs et 12 Mds € de terminaux méthaniers. Notons que 54% des gazoducs et 9% des terminaux méthaniers (en termes de capacité) sont en construction, les autres projets sont encore à l’étude.&nbsp;<figure class="image"><img src="http://www.carbone4.com/files/wp-content/uploads/2020/04/graphe-1-1.png" alt=""></figure>Source : M. Inman, 2020Soulignons un point important&nbsp;: ces investissements représentent bien des nouvelles installations et non pas des renouvellements d’infrastructures existantes. Selon l’étude Gas at crossroads du réseau Global Energy Monitor <a class="footnoteLink" href="#footnote-4">[4]</a>, ils représentent une augmentation des capacités d’importation annuelles de 138 milliards de m3 de gaz pour les gazoducs et de 95 milliards de m3 de gaz pour les terminaux méthaniers, soit une augmentation de 30% par rapport aux installations existantes. &nbsp;&nbsp;<h3>Trois éléments de contexte</h3>Afin de mieux comprendre les tenants et aboutissants de ces chiffres, et de la décision du Parlement européen, rappelons trois éléments de contexte&nbsp;:&nbsp;1. L’Union européenne produit de moins en moins de gaz naturel sur son sol et en importe de plus en plus. La baisse de la production en absolu (-129 bcm <a class="footnoteLink" href="#footnote-5">[5]</a> entre 2010 et 2018) est, pour une grande partie, compensée par la hausse des importations (+103 bcm entre 2010 et 2018).&nbsp;&nbsp;<figure class="image"><img src="http://www.carbone4.com/files/wp-content/uploads/2020/04/graphe-2-2.png" alt=""></figure>Source : Eurostat, 2020Hormis le Royaume-Uni, qui représente 36% de la production de l’UE en 2019 et dont la production a augmenté de 4% entre 2014 et 2019, tous les autres pays producteurs significatifs <a class="footnoteLink" href="#footnote-6">[6]</a> ont vu leurs niveaux de production baisser entre 2014 et 2019. En particulier les Pays-Bas, qui accusent une baisse de 52% sur la période, la Roumanie (-11%), l’Allemagne (-44%), la Pologne (-7%).&nbsp;2. La consommation de gaz fossile européenne est amenée à baisser fortement si on se place sur une trajectoire ambitieuse de réduction des émissions de gaz à effet de serre, par exemple une trajectoire compatible avec un maintien du réchauffement planétaire en dessous de la limite des 2°C. Dans un tel scénario, trois effets se combinent&nbsp;:&nbsp;<ol><li>la consommation énergétique européenne diminue en absolu,</li><li>le vecteur énergétique «&nbsp;gaz&nbsp;» représente une part décroissante du mix énergétique,</li><li>le gaz renouvelable remplace le gaz fossile.Cette baisse de consommation a été scénarisée par la Commission européenne dans son rapport A Clean Planet for All <a class="footnoteLink" href="#footnote-7">[7]</a>, paru fin 2018. Les scenarii «&nbsp;well below 2°C&nbsp;» prévoient en moyenne une réduction des consommations de gaz fossile de plus de 70% en 2050 par rapport à leur niveau de 2016, tandis que les scenarii 1.5°C / zéro émission nette tablent sur une réduction de 90%.</li></ol>Sachant que l’UE est en train de préparer l’intégration d’un objectif de neutralité carbone dans ses textes de loi <a class="footnoteLink" href="#footnote-8">[8]</a>, on mesure tout le chemin à parcourir pour atteindre cet objectif, au moins sur le volet du gaz fossile.<figure class="image"><img src="http://www.carbone4.com/files/wp-content/uploads/2020/04/graphe-3-1.png" alt=""></figure>Source&nbsp;: Commission européenne, 20183. Les capacités d’importation de gaz naturel de l’UE sont déjà largement excédentaires avec un taux d’utilisation des gazoducs de 57% en moyenne sur 2019 et de 51% en moyenne pour les terminaux méthaniers. Ces surcapacités&nbsp;ne sont pas expliquées par la variation de consommation dans l’année : en 2019, le taux d’utilisation des terminaux méthaniers a atteint un pic à environ 65% au mois de décembre, la moyenne annuelle étant de 51%.<figure class="image"><img src="http://www.carbone4.com/files/wp-content/uploads/2020/04/graphe-4.png" alt=""></figure>Sources&nbsp;: Commission européenne, 2018&nbsp;; M. Inman, 2020<h3>Des projets dangereux, inutiles et risqués</h3>Strictement parlant, l’investissement dans des capacités supplémentaires d’importation de gaz naturel ne suffit pas à remettre en question l’atteinte des objectifs de réduction d’émissions. En effet, il est possible de construire de nouveaux gazoducs afin de diversifier les approvisionnements, sans que ces nouveaux réseaux ne soient voués à être utilisés à pleine capacité&nbsp;; auquel cas ils auraient une valeur principalement assurantielle. Dans le même temps, le flux de gaz entrant dans l’UE pourrait être constant voire décroissant.&nbsp;Le fait est que ces nouvelles capacités ouvrent tout de même la porte à des importations plus importantes qu’elles ne le sont aujourd’hui. Le fait de rendre possibles ces importations représente en soi un danger pour l’atteinte de nos objectifs, car l’usage qui sera fait de ces infrastructures n’est pas prévisible sur leur durée de vie (supérieure à 50 ans).&nbsp;Quid de cette valeur assurantielle&nbsp;? En effet, si l’investissement dans de nouvelles capacités d’importation de gaz naturel n’est justifié&nbsp;:&nbsp;<ul><li>ni par l’anticipation d’une augmentation de la demande européenne (elle devrait fondre dans les 30 prochaines années),</li><li>ni par un sous-dimensionnement des capacités existantes pour répondre à la demande,</li><li>ni par les variations de consommation inter-saisonnières,</li></ul>Il l’est peut-être par un souci de sécurité d’approvisionnement. Cette question a été examinée en détail par le cabinet Artelys, pour le compte de la Fondation européenne pour le climat. Le résultat de leur analyse est présenté dans un rapport intitulé An updated analysis on gas supply security in the EU energy transition. Après avoir soumis l’équilibre offre-demande de l’UE à divers stress-tests, le rapport conclut&nbsp;: «&nbsp;l'infrastructure gazière existante de l'UE est capable de répondre à divers scenarii de demande future de gaz dans l'UE, même en cas de perturbation extrême de l'approvisionnement.&nbsp;» Donc compte tenu de l’évolution attendue de la demande, les capacités existantes n’ont pas besoin d’être accrues ou diversifiées.&nbsp;Le rapport va plus loin&nbsp;: du fait de leur caractère inutile, ces investissements sont exposés à un risque désormais bien identifié, celui de perdre de la valeur avant la fin de leur vie économique. Ce qui est d’autant plus gênant pour les actifs de la 4e liste des projets d’intérêt commun, qui sont susceptibles d’impliquer des deniers publics.&nbsp;Le risque de voir émerger des&nbsp;actifs dits «&nbsp;échoués&nbsp;» n’a apparemment pas été pris au sérieux par les institutions européennes. À croire que nos objectifs climatiques ambitieux ne sont eux-mêmes pas pris au sérieux&nbsp;par la majorité des décideurs européens ?&nbsp;À noter qu’une enquête a été ouverte mi-février par la médiatrice européenne Emily O’Reilly, dans le but d’examiner la prise en compte des enjeux de durabilité dans la mise au point de la 4e liste des projets d’intérêt commun par la Commission.<h3>Conclusion</h3>Les acteurs financiers font face à l’enjeu crucial de mettre en conformité les financements d’infrastructures avec les objectifs climatiques. À cet égard, investir dans des projets qui autoriseraient des importations supplémentaires de gaz fossile dans l’Union européenne apparaît comme&nbsp;:&nbsp;<ul><li>inutile au vu des capacités existantes,</li><li>dangereux pour le respect de nos objectifs de réduction d’émissions de gaz à effet de serre,</li><li>financièrement risqué si les moyens de ces objectifs étaient effectivement mis en œuvre.</li></ul>Au contraire, il convient de flécher les financements (et au premier chef les subventions, prêts et garanties publiques) vers des projets bas-carbone, comme le développement de méthaniseurs pour produire du biogaz et de réseaux locaux pour raccorder ces sites de production.&nbsp;Carbone 4 travaille justement à outiller les décideurs du monde financier, privé et public, afin d’éclairer leurs décisions d’investissement et leur gestion de portefeuille. Notre méthode <a href="http://www.carbone4.com/2-infrachallenge/">2&nbsp;Infra Challenge</a> permet de vérifier, pour un portefeuille donné de projets d’infrastructures, que l’alignement avec une trajectoire 2°C est respecté. &nbsp;&nbsp;&nbsp;Sources&nbsp;:&nbsp;<ul><li>Inman, February 2020, Gas at crossroads, Why the EU should not continue to expand its gas infrastructure</li><li>https://globalenergymonitor.org/tracker/</li><li>4e liste des projets d’intérêt commun&nbsp;: <a href="https://ec.europa.eu/energy/sites/ener/files/c_2019_7772_1_annex.pdf">https://ec.europa.eu/energy/sites/ener/files/c_2019_7772_1_annex.pdf</a></li><li>Commission européenne, A Clean Planet for all, A European strategic long-term vision for a prosperous, modern, competitive and climate neutral economy, 2018</li><li>Commission européenne, DG Energy, Market Observatory for Energy, Quarterly report on European gas markets – Q4 2019</li><li>Artelys, An updated analysis on gas supply security in the EU energy transition, 2020</li></ul>

Port spécialisé dans l’accueil de navires transportant du gaz naturel liquéfié. Le port est en particulier équipé d’unités de regazéification.&nbsp;

En novembre 2019, la Banque Européenne d’Investissement a pris la décision de ne plus financer de projets énergétiques fossiles, mais cette mesure ne prendra effet que début 2022. Les projets d’intérêt commun ajoutés à la liste avant cette date seront éligibles aux financements de la BEI.

Le Global Energy Monitor est un réseau de chercheurs qui établit des inventaires d'infrastructures fossiles&nbsp;dans le monde entier. À l'échelle européenne, ils ont notamment établi une cartographie des projets gaziers, par type de projet (champs d'extraction, terminaux méthaniers, gazoducs, centrales électriques au gaz) et par stade de maturité&nbsp;; elle est disponible ici&nbsp;: https://globalenergymonitor.org/tracker/

M. Inman, February 2020, Gas at crossroads, Why the EU should not continue to expand its gas infrastructure.

bcm = billion cubic meters = milliards de mètres cubes.&nbsp;

dont la part dans le mix de production est supérieure à 5%.

Commission européenne, A Clean Planet for all, A European strategic long-term vision for a prosperous, modern, competitive and climate neutral economy, 2018.&nbsp;

Le projet de loi (règlement) mis au point par la Commission européenne a été publié le 4 mars dernier.&nbsp;&nbsp;

Nouvelles infrastructures gazières pour l’UE : le bon sens prévaut-il ?

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Total et BP préparent-elles leur survie  dans un monde bas-carbone ?

<h2>Rappels sur l’ambition européenne pour ses émissions territoriales</h2>«&nbsp;Les émissions de dioxyde de carbone (CO2) provenant de la combustion de combustibles fossiles ont diminué de façon significative de 2,5% dans l’Union Européenne en 2018 par rapport à l’année précédente ». Cette donnée publiée par Eurostat le 8 mai dernier<a href="#_ftn1">[1]</a> a été copieusement relayée par les médias et présentée comme une bonne nouvelle. En effet, les émissions de CO2 avaient augmenté d’1,8% entre 2016 et 2017 : l’UE s’orienterait donc dans la bonne direction. Rappelons que l’Union s’est engagée en 2014 à réduire ses émissions de gaz à effet de serre d’au moins 40% par rapport au niveau de 1990 d’ici 2030. À la demande du Parlement et du Conseil, la Commission a présenté en novembre dernier sa «&nbsp;vision stratégique et de long-terme&nbsp;» pour une économie européenne «&nbsp;prospère, moderne, compétitive et neutre en carbone d’ici 2050&nbsp;»<a href="#_ftn2">[2]</a>. Une stratégie de neutralité placerait l’Union sur une trajectoire ambitieuse de réduction, compatible avec la limite des 1,5°C de réchauffement. Il est important de préciser que l’engagement de l’Union porte uniquement sur les émissions générées sur le sol européen, pas sur les émissions importées dans l’UE, qui représentaient en 2017, d’après les calculs d’Eurostat, environ 16% de l’empreinte européenne totale<a href="#_ftn3">[3]</a> et qui suivent une pente ascendante.<a href="#_ftn4">[4]</a><h2>-2,5%, c’est très insuffisant pour respecter l’objectif de neutralité de l’UE</h2>S’il est soutenu dans le temps, le taux de réduction de 2,5% des émissions de CO2 serait en phase avec l’objectif 2030 de l’UE pour la réduction des émissions de CO2<a href="#_ftn5">[5]</a> mais il ne suffit pas en soi à atteindre l’objectif climatique de l’Union car il concerne une assiette réduite d’émissions (80 à 85% du total). Lorsqu’on parle de climat, ce sont tous les gaz à effet de serre et pas seulement le CO2 qu’il faut considérer&nbsp;: attendons donc des chiffres complets avant d’affirmer que nous sommes sur la bonne pente. Surtout, gardons à l’esprit qu’un rythme de -2,5%/an serait largement insuffisant pour respecter l’objectif 1,5°C à l’échelle de l’UE à horizon 2050. En effet, d’après les données publiées par la Commission Européenne fin 2018 dans son rapport «&nbsp;A Clean Planet for all&nbsp;», une réduction annuelle moyenne de 7%<a href="#_ftn6">[6]</a> des émissions de CO2 (6% pour tous les gaz à effet de serre) est requise entre aujourd’hui et 2050 pour permettre d’atteindre l’objectif 1,5°C et prétendre à la neutralité carbone. &nbsp;&nbsp;<a href="http://www.carbone4.com/staff/justine-mosse/">Justine Mossé</a>, consultante chez Carbone 4<a href="#_ftnref1">[1]</a> Eurostat - Communiqué de presse du 8 mai 2019 – «&nbsp;Premières estimations des émissions de CO2 issues de la consommation d'énergie&nbsp;»&nbsp;<a href="#_ftnref2">[2]</a> A Clean Planet for all – A European strategic long-term vision for a prosperous, modern, competitive and climate neutral economy&nbsp;<a href="#_ftnref3">[3]</a> En vision “consommation”, c’est à dire en prenant en compte les produits et services importés et consommés sur le sol européen. NB&nbsp;: le mode de calcul pour ces émissions évitées n’est pas irréprochable puisqu’il associe aux produits importés l’empreinte carbone hypothétique qui aurait été la leur s’ils avaient été produits dans l’Union Européenne.<a href="#_ftnref4">[4]</a> 1 tonne de CO2-équivalent par habitant en 2012, 1,13 en 2014, 1,18 en 2017 (source&nbsp;: Eurostat)&nbsp;<a href="#_ftnref5">[5]</a> Analyse Carbone 4 à partir des objectifs et des données historiques de l’Union (sources&nbsp;: Commissions Européenne et I4CE Chiffres clés du climat – France, Europe et Monde, édition 2019)&nbsp;<a href="#_ftnref6">[6]</a> Analyse Carbone 4 à partir des données des scénarios 1.5 TECH et 1.5 LIFE publiés par l’Union Européenne

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-2,5% de CO2 en 2018 par rapport à 2017 dans l’Union Européenne : un bon résultat ?

Par <a target="_blank" rel="noopener noreferrer" href="mailto:justine.mosse@carbone4.com">Justine Mossé</a>&nbsp;– Consultante, pôle Energie - Carbone 4<h2>Définition et contexte</h2>La Programmation Pluriannuelle de l’Énergie (PPE) est un document technique qui « fixe les priorités d'actions des pouvoirs publics dans le domaine de l'énergie afin d'atteindre les objectifs de politique énergétique définis par la loi1&nbsp;». Avec la Stratégie Nationale Bas Carbone (SNBC), elle est l’un des deux grands outils de pilotage mis en place en 2015 par la Loi de Transition Énergétique pour la Croissance Verte2 (LTECV). Une première PPE, validée par décret en 2016, a couvert la période 2016-2018. Le second volet, qui nous intéresse ici, couvre la période 2019-2028 et au-delà pour certains sujets comme le nucléaire. Ce document est en cours d’élaboration depuis 2017 et a fait l’objet de plusieurs consultations et débats, notamment une consultation publique entre mars et juin 2018. Nous vivons une nouvelle phase de consultation publique, qui se terminera le 19 février 2020. Elle aboutira à un décret qui servira de base à tous les autres documents de planification sur l’énergie et qui aura une valeur normative pour&nbsp;:&nbsp;<ul><li>EDF, qui a l’obligation de prendre en compte les différents objectifs de la PPE dans son plan stratégique.</li><li>les objectifs quantitatifs des appels d’offres, à savoir les capacités de production électrique renouvelable, les capacités d’effacement de consommations électriques et les capacités d’injection de bio-méthane&nbsp;;</li><li>les critères de sécurité d’approvisionnement électrique (durées moyennes de défaillance et de recours au délestage)</li><li>les capacités de stockage de gaz naturel nécessaires à la sécurité d’approvisionnement&nbsp;;</li></ul>Nous l’avons dit, la PPE est la feuille de route permettant d’atteindre les objectifs légaux que s’est fixés la France en matière d’énergie. Cela comprend notamment l’objectif de neutralité carbone3 à échéance 2050, entériné par la loi énergie et climat du 8 novembre 2019. Dans cette loi la France s’est engagée fermement4 à ramener les émissions nationales à un niveau suffisamment bas pour qu’elles puissent être équilibrées par les puits de carbone, naturels et, dans une moindre mesure, technologiques de notre territoire. L’équilibre net d’émissions de gaz à effet de serre se situant alors à zéro.<h2>Neutralité carbone et énergie, quel rapport&nbsp;et quels enjeux ?</h2>Le lien entre ces deux notions est résumé par un chiffre&nbsp;: en France, en 2018, 70% de nos émissions de gaz à effet de serre proviennent de nos consommations d’énergie. C’est en fait la totalité des émissions hormis certaines émissions des secteurs de l’agriculture, de l’industrie et des déchets5. À cet égard, la PPE est donc une pièce maîtresse de la SNBC avec laquelle elle est construite en cohérence, c’est-à-dire dans le respect des budgets carbone planifiés. Pour atteindre la neutralité carbone­, la PPE prévoit une réduction des émissions de gaz à effet de serre issues de nos consommations d’énergie de 13% en 2023 et de 29% en 2028 par rapport à 2018. Deux leviers majeurs permettraient d’y parvenir&nbsp;:&nbsp;<ol><li>Réduire nos consommations d’énergie d’une part. Une réduction de 15,4% de nos consommations d’énergie finale est prévue entre 2018 et 2028.</li><li>Verdir notre mix énergétique d’autre part, en réduisant nos consommations énergétiques fossiles et en augmentant la part des énergies décarbonées. Le contenu carbone de l’énergie que nous consommons doit diminuer de 15,5% entre 2018 et 2028.</li></ol><h3>1. Réduire notre consommation d'énergie</h3>Les objectifs légaux en la matière portent sur 2 volets&nbsp;: a. la réduction de notre consommation d’énergie finale6 (quelle qu’en soit l’origine) b. la réduction de notre consommation primaire6 d’énergies fossiles (pétrole, gaz et charbon, le nucléaire n’étant pas compris dans ce périmètre). Ce point sert à la fois le point précédent et l’objectif de «&nbsp;verdissement&nbsp;» du mix énergétique que nous traiterons ensuite. En 2018, selon les données provisoires du Commissariat général au développement durable (CGDD), 47% de notre mix énergétique primaire était constitué de ressources fossiles, pétrole en tête avec 28,6% du mix, suivi par le gaz (14,8%) et le charbon (3,7%). En accord avec la nouvelle loi énergie et climat, qui a rehaussé l’ambition de la LTECV7, la PPE a pour objectif de réduire ces consommations de 32% entre 2018 et 20288. Le point a) mérite qu’on s’y attarde&nbsp;: au-delà d’une réduction pure et simple de nos consommations d’énergie finale, l’enjeu ici est bien d’améliorer l'efficacité énergétique, c’est-à-dire de faire en sorte «&nbsp;que chaque euro de PIB consomme moins d'énergie&nbsp;». C’est en effet le seul moyen de conserver de la croissance économique ET de réduire nos consommations d’énergie. L’amélioration de l’efficacité énergétique du PIB inhérente à la PPE est de -2,4%/an en moyenne par rapport à 2018 jusqu'en 2023 et -2,5%/an entre 2023 et 2028 (on parle ici en termes d’énergie finale). Ce calcul est réalisé à partir des objectifs de réduction de consommation d’énergie finale d’une part et d’une hypothèse de hausse du PIB de 1,34%/an en moyenne entre 2020 et 2030 (hypothèse issue de la PPE elle-même). Un tel rythme est beaucoup plus ambitieux que la tendance historique et actuelle, puisqu'on suit un rythme stable de -1.5%/an depuis 20 ans. Il faudra donc que les outils mis en place, notamment le programme CEE (Certificats d’Économie d’Énergie) et le renchérissement des émissions de gaz à effet de serre, soient à la fois plus ambitieux et plus efficients que par le passé. La PPE ne détaille pas les modalités de mise en œuvre de ces politiques d’efficacité énergétique, auxquelles il faudra prêter une attention particulière dans les prochains mois. Nous avons parlé du rythme d’amélioration de l’efficacité énergétique…Il faut avoir en tête que&nbsp;:&nbsp;<ol><li>nos consommations d’énergie finale,</li><li>nos consommations énergétiques primaires fossiles,</li><li>et leur corollaire&nbsp;: les émissions de gaz à effet de serre issues de nos consommations d’énergie,</li></ol>diminuent à un rythme très insuffisants compte tenu du niveau d’ambition que nous nous sommes fixée, ce qui implique qu’il va falloir démultiplier nos efforts dans les prochaines années. Le graphique ci-dessous montre les taux annuels moyens de réduction des 3 grandeurs que nous venons de citer sur différentes plages de temps. Pour un objectif de réduction inchangé sur la période, les faibles taux de réduction passés / réels imposent un rythme beaucoup plus important pour le futur.&nbsp;<figure class="image"><img src="http://www.carbone4.com/files/wp-content/uploads/2020/02/ppe-1024x548.png" alt=""></figure>Sources&nbsp;: projet de PPE, analyses Carbone 4<h3>2. Verdir notre mix énergétique</h3>Ce deuxième grand levier à notre disposition passe par&nbsp;: a. une baisse de nos consommations énergétiques fossiles. b. un accroissement de la part des énergies renouvelables et de récupération dans le mix énergétique. Sur le second point, la PPE prévoit&nbsp;:&nbsp;<ul><li>une augmentation de 25 % en 2023 et de 40 et 60 % en 2028 de la consommation de chaleur renouvelable de 2017 (qui se chiffrait à 154 TWh)&nbsp;;</li><li>un doublement de la capacité électrique renouvelable en 2028 par rapport à 2017 (la puissance installée en 2028 serait de 101 à 113 GW)&nbsp;;</li><li>une pénétration accrue de bio-méthane dans le mix gazier, grâce à une multiplication par 4 à 6 de la production de biogaz de 2017.</li></ul><figure class="image"><img src="http://www.carbone4.com/files/wp-content/uploads/2020/02/ppe2-1024x590.png" alt=""></figure>Source : projet de PPEUne note récente d’Eurostat (Communiqué de presse «&nbsp;Les énergies renouvelables dans l'UE en 2018&nbsp;») indiquait que la France était, après les Pays-Bas, le pays le plus en retard dans l’atteinte de ses objectifs en matière d’énergie renouvelable. En 2018, seul 16,6% de notre mix énergétique était renouvelable, en pourcentage de la consommation finale brute9, pour un objectif de 23% en 2020. Depuis 2015, la part des renouvelables augmente en moyenne de 3%/an. En 2019 et 2020, il faudrait qu’elle bondisse de 39% pour que l’objectif soit atteint.&nbsp;<figure class="image"><img src="http://www.carbone4.com/files/wp-content/uploads/2020/02/ppe3-1024x581.png" alt=""></figure>Source&nbsp;: Eurostat, communiqué de presse 23/01/2012 «&nbsp;Les énergies renouvelables dans l'UE en 2018&nbsp;»<h3>Zoom sur le cas du mix gazier</h3>Intéressons-nous au cas du mix gazier, qui illustre très bien le double enjeu de réduction des consommations fossiles d’une part et d’augmentation de la part de gaz vert d’autre part. Il est ainsi prévu par la PPE&nbsp;:&nbsp;<ul><li>de réduire notre consommation de gaz naturel (fossile) de 13% d’ici 2023 et de 25% d’ici 2028 par rapport au niveau de consommation de 2017&nbsp;;</li><li>d’augmenter la part de gaz renouvelable pour atteindre 10% de la consommation en 2030 (objectif fixé par la LTECV).</li></ul>Pour le biogaz, en plus d’annoncer des volumes de biogaz produits et injectés dans le réseau de gaz, la PPE fixe les tarifs d’achat pour le biométhane injecté dans le réseau, en indiquant un tarif d’achat «&nbsp;cible&nbsp;» et un tarif d’achat «&nbsp;maximal&nbsp;». La raison d’être de ces tarifs est de combler l'écart entre le prix de marché du gaz naturel et le coût de production du biométhane. Par rapport à la version de la PPE publiée en janvier 2019, les tarifs d’achat de 2023 ont été légèrement revalorisés&nbsp;: ils étaient auparavant de 67 et 87 €/MWh PCS, valeurs «&nbsp;cible&nbsp;» et «&nbsp;maximale&nbsp;» respectivement. Quant aux volumes cibles de production de biogaz, ils ont été conservés entre les deux versions du texte. Il se trouve que l’augmentation du tarif «&nbsp;cible&nbsp;» pour 2023 compense exactement un potentiel non-renchérissement du gaz fossile causé par une poursuite du gel de la composante carbone10. En effet, la hausse de TICGN11 prévue pour 2023 était de presque 8 €/MWh PCS par rapport à 2018, ce qui correspond à la hausse du tarif d’achat pour 2023. Sans reprise de la trajectoire de la composante carbone, cela signifierait que l’effort budgétaire qui a été fait pour augmenter l’enveloppe allouée aux producteurs de biogaz n’aurait en fait pas de bénéfice supplémentaire par rapport à ce qui était prévu par la précédente version de la PPE. Rappelons à ce sujet que le Haut Conseil pour le Climat, dans son rapport «&nbsp;Agir en cohérence avec les ambitions&nbsp;» (juin 2019), a appelé à réformer12 le dispositif actuel de taxe carbone afin de permettre la mise en œuvre pleine et entière de cet «&nbsp;outil économique puissant pour atteindre l’objectif de neutralité carbone à moindre coût pour la société dans son ensemble&nbsp;».&nbsp;<figure class="image"><img src="http://www.carbone4.com/files/wp-content/uploads/2020/02/ppe4-1024x579.png" alt=""></figure>Sources&nbsp;: projets de PPE 2018 et 2020La PPE affirme que les mesures qu’elle contient permettraient d’atteindre&nbsp;une pénétration du biogaz dans la consommation française&nbsp;:&nbsp;<ul><li>de 3% en 2023,</li><li>de 6 à 8% en 2028,</li><li>de 7 à 10% en 2030, ce qui serait donc potentiellement en dessous de l’objectif de la LTECV.</li></ul>Le facteur limitant la pénétration de biogaz dans le mix sera plutôt d’ordre économique que de l’ordre de la disponibilité. En ce qui concerne les volumes, GRTgaz indique en effet une capacité inscrite au registre (c’est-à-dire les projets qui sont en attente d’allocation de capacité sur le réseau de gaz) supérieure à 24 TWh, ce qui correspond déjà à 85% de l’objectif moyen de production pour 2028. L’enveloppe budgétaire étant désormais fixée, il est signifié aux producteurs de biogaz qu’ils devront baisser leurs coûts de production pour pouvoir bénéficier du tarif d’achat sur le plus grand volume possible. L’atteinte de l’objectif est donc dans les mains des producteurs. Nous pouvons tout de même souligner qu’en l’absence d’une taxe carbone suffisante, la cible a peu de chances d’être atteinte, d’autant plus que la hausse du tarif d’achat ne concerne que le jalon 2023, pas le jalon 2028. La trajectoire de la composante carbone devra donc absolument reprendre la hausse pour réduire l’écart de prix entre gaz fossile et biogaz. &nbsp;<h3>Notes&nbsp;:</h3>1Définition extraite de la synthèse du projet de PPE actuellement soumis à consultation. 2Loi n° 2015-992 du 17 août 2015 3L’objectif de neutralité carbone est d’abord un objectif mondial, formulé par l’Accord de Paris en 2015 (à l’article 4), et dont se sont emparé plusieurs territoires, depuis l’échelle supranationale jusqu’à l’échelle urbaine. 4A noter que l’Union Européenne est elle aussi en train de se placer sur une trajectoire du zéro net&nbsp;: cette ambition avait été adoptée par le Parlement en mars 2019 et fait désormais partie du «&nbsp;European Green Deal&nbsp;». Après avoir passé l’examen du Conseil de l’Europe en décembre dernier, elle fera l’objet d’une «&nbsp;Climate Law&nbsp;», qui sera proposée par la Commission en mars 2020. 5Les émissions qui ne sont pas issues de consommations d’énergie comprennent notamment les émissions liées à la fermentation entérique et à l’utilisation d’engrais azotés pour l’agriculture, les émissions de certains procédés et solvants dans l’industrie, et les émissions liées à la décomposition des déchets organiques. 6L’énergie primaire est l’énergie tirée de la nature (soleil, fleuves, vent) ou contenue dans les produits énergétiques tirés de la nature (comme les combustibles fossiles ou le bois) avant transformation. L’énergie finale est l’énergie consommée par les utilisateurs finaux, ménages ou entreprises (hors branche de l’énergie) sous différentes formes (électricité, combustibles fossiles ou renouvelables, chaleur). Elle ne comprend pas l’énergie qui a servi à la transformation de la source primaire, les pertes lors du transport et de la distribution (définitions du CGDD). 7 La LTECV prévoyait de&nbsp;réduire la consommation énergétique primaire d’énergies fossiles de 30 % en 2030 par rapport à 2012. La nouvelle loi énergie climat a porté cette ambition à -40%. 8La réduction de 32% porte sur la période 2017-2028 dans le texte de la PPE, mais la consommation primaire de la France a été stable en 2018 d’après les données provisoires du CGDD). 9La consommation finale brute est la somme de la consommation finale et des pertes de réseau. 10Rappelons que la valeur de la composante carbone a été gelée fin 2018 à 44,6 €/tCO2, et que sa hausse n’est toujours pas à l’ordre du jour. Dans la première mouture de la PPE, la trajectoire utilisée en entrée du modèle était la trajectoire initialement prévue par le quinquennat dans sa loi de finance pour 2018, et une hypothèse de 225 €/tCO2 avait été prise pour 2030. Dans la version actuelle, la valeur de 44,6 €/tCO2 a été conservée sur toute la période. 11Taxe Intérieure sur la Consommation de Gaz Naturel, son calcul dépend notamment de la valeur de composante carbone. 12Le besoin de réforme porte sur les points suivants&nbsp;selon le Haut Conseil pour le Climat&nbsp;: «&nbsp;(1) une explication des finalités incitatives et non budgétaires de la taxe carbone&nbsp;; (2) une revue des conditions de transparences sur l’utilisation des recettes de la taxe&nbsp;; (3) une refonte de l’assiette visée par la taxe afin qu’elle touche un maximum d’acteurs&nbsp;; (4) une révision de l’utilisation des recette et en particulier de la redistribution aux ménages les plus modestes&nbsp;: et (5) des investissements dans les infrastructures permettant de réduire la dépendance aux pratique fortement émettrices.&nbsp;» Sources&nbsp;:&nbsp;<ul><li>Projet de PPE pour consultation, janvier 2020</li><li>Synthèse finale du projet de PPE, janvier 2020</li><li>CGDD, Bilan énergétique de la France en 2018, avril 2019, données provisoires</li><li>CGDD, Les émissions de CO2 liées à l’énergie en France de 1990 à 2017, septembre 2019</li><li>Citepa - Rapport Secten – édition 2019, chiffres 2018 provisoires</li><li>CGDD, Chiffres clés du climat, France, Europe et Monde, édition 2019</li><li>Eurostat, communiqué de presse,&nbsp;Les énergies renouvelables dans l'UE en 2018, 23/01/2012</li><li>CRE, Monographie n°6 sur les infrastructures gazières, mai 2018</li><li>AFG, Note sur la fiscalité énergétique, mars 2019</li><li>ADEME, Coûts des énergies renouvelables et de récupération en France, janvier 2020</li><li>Haut Conseil pour le Climat, Agir en cohérence avec les ambitions, juin 2019</li><li>Analyses Carbone 4</li></ul>&nbsp;

Programmation Pluriannuelle de l'Énergie : quelques clés de lecture

<h3>Résumé</h3>Depuis une dizaine d’années, l’Union Européenne a mis en place des règles de transparence en vue d’amener les entreprises à s’engager pour atténuer leurs impacts sur le système climatique et s’adapter aux risques climatiques.Le volet «&nbsp;climat&nbsp;» de la réglementation actuelle sur le reporting extra-financier des entreprises comportant certaines failles, Bruxelles compte adopter fin 2022 une nouvelle règlementation,&nbsp;appelée «&nbsp;CSRD&nbsp;», pour «&nbsp;Corporate Sustainability Reporting Directive&nbsp;».&nbsp;La CSRD rendrait obligatoire la prise en compte des risques climatiques,&nbsp;dits «&nbsp;physiques&nbsp;» et «&nbsp;de transition&nbsp;» dans le reporting des entreprises et élargirait son domaine d’application pour passer de 11 700 à 49 000 entreprises dans les prochaines années. Dans ce cadre, une évaluation rigoureuse des impacts climatiques physiques susceptibles d’affecter l’activité de l’entreprise devra être réalisée, en se basant notamment sur des projections climatiques à court, moyen et long-terme.Hormis ses applications obligatoires, les directives sur le reporting extra-financier peuvent être adoptées de manière volontaire par les entreprises qui saisissent la menace du changement climatique pour leur chaîne de valeur.---&nbsp;En vigueur depuis 2018, la directive sur la divulgation d’informations non financières par les entreprises, connue sous le nom de NFRD<a class="footnoteLink" href="#footnote-1"><a class="footnoteLink" href="#footnote-1">[1]</a></a> (Non-Financial Reporting Directive),&nbsp;vise à renforcer la&nbsp;transparence et la complétude de l'information sociale et environnementale fournie par certaines grandes entreprises européennes. Celles-ci sont des entités d’intérêt public (entreprises cotées, banques et entreprises d’assurance) de plus de 500 salariés&nbsp;: 11 700 entreprises sont concernées dans l’Union Européenne.Afin d’orienter les flux des capitaux vers des activités économiques «&nbsp;plus durables&nbsp;», des lignes directrices supplémentaires<a class="footnoteLink" href="#footnote-2">[2]</a> mais non contraignantes sur la publication d’informations relatives au climat ont été ajoutées à la NFRD en 2019.&nbsp;<h3>Un cadre de reporting extra-financier jugé insuffisant</h3>Les entreprises concernées par le NRFD n’étant pas tenues de divulguer les risques climatiques auxquels elles sont soumises,&nbsp;la qualité des informations publiées sur ce volet a été jugée insuffisante par la Commission européenne<a class="footnoteLink" href="#footnote-3">[3]</a>.Effectivement, c’est ce que montre la CDSB (Climate Disclosure Standards Board) dans son rapport de 2021<a class="footnoteLink" href="#footnote-4">[4]</a> qui se focalise sur le reporting «&nbsp;climat&nbsp;» des plus grandes sociétés cotées<a class="footnoteLink" href="#footnote-5">[5]</a> du l’UE. Quantitativement parlant, parmi les entreprises ayant publié des déclarations de performance extra-financière en 2020, seules 18 % ont fourni des informations claires sur leur résilience physique face aux différents scénarios climatiques. Et c’est encore seulement4% des entreprises étudiées qui décrivent clairement les impacts physiques du changement climatique sur leur activité à court, moyen et long terme.&nbsp;Les entreprises parlent donc des risques climatiques dans leur rapport, les identifient, mais rares sont celles qui les étudient de manière approfondie.&nbsp;

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Communication des entreprises sur les risques liés au climat 

<h3>Vers un nouveau cadre de reporting qui prend mieux en compte les risques financiers</h3>Pour remédier à cette faille de la NFRD, la Commission européenne est en train de mettre au point un nouveau cadre de reporting, nommé CSRD<a class="footnoteLink" href="#footnote-6"><a class="footnoteLink" href="#footnote-6">[6]</a></a> pour Corporate Sustainability Reporting Directive.&nbsp;L’apport de cette directive est de&nbsp;contraindre les entreprises à publier des informations&nbsp;:&nbsp;<ul><li>D’une part sur les incidences des activités de l’entreprise sur la population et le climat.</li><li>D’autre part sur la manière dont différentes questions de durabilité (climatique et sociétale) influent sur l’entreprise. C’est ici qu’interviennent les risques climatiques, physiques et de transition, qui affectent le fonctionnement de l’entreprise.</li></ul>C’est ce qu’on appelle la «&nbsp;double importance relative&nbsp;», plus connue sous le nom de «&nbsp;double materiality&nbsp;» en anglais.

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La double importance relative dans la proposition de la CSRD

Une fois adoptée par Bruxelles, la CSRD rendrait obligatoire la prise en compte des risques physiques et de transition dans le reporting des entreprises concernées.

<h3>Qui sera concerné&nbsp;?&nbsp;</h3>La proposition de la CSRD étendra, à partir de 2023, le champ d'application de ces exigences à toutes les entreprises cotées<a class="footnoteLink" href="#footnote-7"><a class="footnoteLink" href="#footnote-7">[7]</a></a>, ainsi qu’aux entreprises<a class="footnoteLink" href="#footnote-8">[8]</a> dépassant au moins deux des trois seuils suivants&nbsp;:&nbsp;<ul><li>20 millions d’euros de bilan</li><li>40 millions d’euros de chiffre d’affaires</li><li>250 salariés</li></ul>Ainsi, le nombre d’entreprises concernées par cette nouvelle règlementation passerait de 11 700 à 49 000 selon les estimations de la Commission européenne.

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Calendrier prévu des travaux préparatoires et législatifs concernant la CSRD

<h3>Quel serait le contenu du reporting sur les risques physiques&nbsp;?</h3>Pour respecter les dispositions de la CSRD relatives aux risques physiques<a class="footnoteLink" href="#footnote-9">[9]</a>, une évaluation rigoureuse des impacts climatiques susceptibles d’affecter l’activité de l’entreprise, et la mise en place d’un plan de résilience et d’adaptation devront être réalisées. Ces prérogatives sont directement issues de la taxonomie européenne<a class="footnoteLink" href="#footnote-10">[10]</a>.L’entreprise devra donc identifier les risques climatiques physiques les plus importants pour son activité, à court, moyen et long-terme, avant de mettre en œuvre des solutions d’adaptation réduisant de manière substantielle les risques les plus significatifs qu’elle aura mis à jour. Comme décrit dans la taxonomie européenne, ces solutions d’adaptation doivent à leur tour remplir certains critères&nbsp;:&nbsp;<ul><li>Préserver le niveau de résilience d’autres acteurs</li><li>Favoriser des solutions «&nbsp;nature-based&nbsp;»</li><li>Être cohérents avec les efforts régionaux d’adaptation</li><li>Surveiller et mesurer des indicateurs prédéfinis pour bien appliquer les mesures correctives.</li></ul>&nbsp;<a href="https://www.carbone4.com/analyse-adaptation-climat-taxonomie-europeenne">Plus d’informations sur le volet adaptation de la Taxonomie Européenne&nbsp;</a>

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Directive 2014/95/UE du Parlement européen et du Conseil du 22 octobre 2014 modifiant la directive 2013/34/UE en ce qui concerne la publication d’informations non financières et d’informations relatives à la diversité par certaines grandes entreprises et certains groupes. La directive a été adoptée en 2014, mais elle est entrée en application en 2018.

Lignes directrices sur l’information non financière : Supplément relatif aux informations en rapport avec le climat (2019/C 209/01)

<a href="https://eur-lex.europa.eu/legal-content/FR/TXT/PDF/?uri=CELEX:52021PC0189&amp;from=EN">https://eur-lex.europa.eu/legal-content/FR/TXT/PDF/?uri=CELEX:52021PC0189&amp;from=EN</a>

The state of EU Environmental Disclosure in 2020 - CDSB's analysis of environmental disclosure under the EU Non-Financial Reporting Directive&nbsp;

Les entreprises examinées sont listées dans l’annexe 2 du rapport de la CDSB. Il s’agit de 50 des plus grandes entreprises cotées, issues de tous secteurs

Directive Parlement européen et du Conseil modifiant les directives 2013/34/UE, 2004/109/CE et 2006/43/CE ainsi que le règlement (UE) nº 537/2014 en ce qui concerne la publication d’informations en matière de durabilité par les entreprises

Les PME cotées se verront attribuer un délai supplémentaire de 3 ans (jusqu’en 2026) pour mettre en place des mesures afin de répondre à cette obligation. Les microentreprises cotées ne sont pas concernées par la CSRD

Filiales européennes d’entreprises étrangères comprises

Les normes prendront la forme d'actes délégués préparés sur la base des conseils du groupe consultatif européen sur l'information financière («EFRAG») et de consultations avec les principales parties prenantes. Le premier ensemble de normes est prévu d'ici octobre 2022, suivi d'un deuxième ensemble un an plus tard

Pour les activités ayant une durée de vie de 10 à 30 ans au minimum, il est requis d’effectuer une analyse de risque sur la base de scénarios de projections climatiques conformément aux&nbsp;dernières publications du GIEC. Pour les activités ayant une durée de vie de moins de 10 ans, l’évaluation est réalisée selon au minimum des projections climatiques à la plus petite échelle appropriée. Ces lignes directrices seront mieux définies une fois la CSRD adoptée par la Commission européenne

Comment le reporting des risques physiques évolue avec la CSRD ?

Le GIEC l’annonçait dans le second volet de son 6e rapport d’évaluation, paru en février dernier et dédié aux impacts du changement climatique&nbsp;: «&nbsp;Le changement climatique exercera une pression croissante sur la production et l'accès aux aliments, en particulier dans les régions vulnérables, ce qui compromettra la sécurité alimentaire et la nutrition (confiance élevée). L'augmentation de la fréquence, de l'intensité et de la gravité des sécheresses, des inondations et des vagues de chaleur, ainsi que l'élévation continue du niveau de la mer, accroîtront les risques pour la sécurité alimentaire (confiance élevée)<a class="footnoteLink" href="#footnote-1">[1]</a>&nbsp;[...]&nbsp;»Inondations au Canada, canicule au Nord de l’Inde et au Pakistan, inondations en Inde et au Bangladesh, sécheresse en Europe…Voici un tour d’horizon (non exhaustif) des événements climatiques extrêmes du printemps 2022 et leurs impacts sur la production agricole. Des catastrophes en série amenées à se reproduire plus fréquemment et intensément dans les prochaines années, à mesure que nous continuons de dégrader le climat terrestre.<h3>Sécheresse en Europe et en France&nbsp;:&nbsp;</h3>L’Observatoire européen de la sécheresse&nbsp;(EDO)&nbsp;tient à jour des cartes qui représentent l’état de sécheresse des sols en Europe. La sécheresse de ce printemps 2022 ne touche pas uniquement la France&nbsp;: une bonne partie des sols européens sont plus secs que la normale, ce qui affecte en premier lieu l’agriculture (on parle de sécheresse agricole).&nbsp;<figure class="image"><img src="https://carbone4.com/files/visuel_ada_cata_Anomalie.png"><figcaption>Anomalie de l’index d’humidité des sols en Europe pendant les 10 premiers jours du mois de mai 2022 Source et crédits&nbsp;: Observatoire européen de la sécheresse, 2022</figcaption></figure>La France a connu un déficit de précipitations cumulées de 20% entre septembre 2021 et avril 2022 en moyenne sur son territoire métropolitain. D’après Météo France (situation à la mi-mai), les 2/3 du territoire métropolitain «&nbsp;connaissent déjà des sols secs à très secs&nbsp;». Certaines régions ont été ou sont plus touchées que d’autres&nbsp;: PACA, Poitou-Charentes et Pays de la Loire, Grand-Est, Hauts de France... Fin mai, 24 départements subissent des restrictions plus ou moins drastiques d’usage de l’eau.&nbsp;En parallèle du déficit de précipitations, les fortes chaleurs du mois de mai ont accéléré l’évaporation, ce qui a aggravé le phénomène de sécheresse des sols. Le manque de pluie pendant l’hiver a aussi mis à mal le rechargement des nappes et cours d’eau<a class="footnoteLink" href="#footnote-2">[2]</a>, ce qui aura probablement des conséquences sur d’autres secteurs que l’agriculture&nbsp;comme la production d’électricité, le tourisme, le transport fluvial.Quels sont les impacts de la sécheresse agricole sur les cultures&nbsp;?&nbsp;<ul><li>Les effets sur le blé et les cultures céréalières (céréales d’hiver) sont dans toutes les bouches&nbsp;:<ul><li>Les vagues de chaleur entre avril et juillet entraînent un risque d’échaudage (petits grains, mal formés)</li><li>Un déficit hydrique entre avril et juin compromet le remplissage des grains</li></ul></li><li>Parmi les autres impacts, il faut aussi citer les cultures printanières type maïs, tournesol, betteraves&nbsp;(risque de non-germination), la vigne (croissance ralentie des rameaux et des racines, moindre floraison).</li></ul>Au-delà de cet épisode particulier, c’est la tendance sur le temps long qui est inquiétante, et révélatrice des bouleversements du climat : Météo France indique que les épisodes de sécheresse sont plus fréquents depuis le début des années 2000, plus intenses, plus longs et touchent une plus grande partie de notre territoire (de 5% en moyenne dans les années 60 à 10% dans les années récentes).Les projections climatiques mises en avant par le GIEC anticipent une augmentation des phénomènes de sécheresses sur une large partie de l’Europe (avec un haut niveau de confiance pour le bassin méditerranéen et un niveau de confiance moyen pour le Nord de l’Europe (hors pays scandinaves et Royaume-Uni, pour lesquels la tendance est encore incertaine).

<h3>Canicule en Inde et au Pakistan</h3>L’Inde et le Pakistan ont subi une vague de chaleur inédite par sa durée (de mars à mai), sa précocité (mars est habituellement un mois relativement tempéré) et son intensité (les températures ont largement dépassé les 40°C et ont même dépassé les 50°C localement). Cette situation extrême a occasionné des pertes humaines, des incendies de décharges et de forêts, des coupures de courant, des pénuries d’eau et des pertes agricoles.&nbsp;Les pertes agricoles ont motivé un blocage (sauf autorisation spéciale) par le gouvernement indien des exportations de blé, afin de sécuriser l’approvisionnement alimentaire du pays et de freiner la spéculation sur les prix. Le gouvernement table sur une réduction de 6% de la production de blé par rapport aux prévisions.&nbsp;<h3>Inondations en Inde, au Bangladesh, au Canada</h3>Fin mai, le Nord-Est de l’Inde et du Bangladesh ont été sujets à des crues et inondations éclaires historiques. Parmi bien d’autres dommages humains et matériels, des terres agricoles ont été inondées. Les impacts sur la production agricole sont en cours d’évaluation.L’état canadien du Manitoba a été touché par de fortes pluies et une crue importante dans la vallée de la rivière Rouge. La crue serait la plus importante de la décennie d’après la NASA, ce qui retarde les semences de céréales, dénitrifie les sols et assombrit les prévisions optimistes de rendement céréaliers. Aux États-Unis, le Dakota du Nord et le Minnesota ont également été affectés.Les phénomènes de précipitations intenses et les crues et inondations qui peuvent en découler sont amenés à se renforcer dans le Sud, le Sud-Est de l’Asie et au Canada.<h3>Quelles perspectives et solutions&nbsp;?</h3>La solution est double et nécessite d’agir à la fois sur le plan de l’atténuation et celui de l’adaptation&nbsp;:<ul><li>Atténuation&nbsp;: le message est rabâché à tout-va, mais n’est toujours pas mis en œuvre à la hauteur des enjeux…nous devons engager des transformations systémiques afin d’infléchir le plus rapidement possible nos émissions de gaz à effet de serre et de parvenir à la neutralité carbone planétaire d’ici 2050.&nbsp;</li><li>Adaptation&nbsp;: notre planète a dépassé les 1°C de réchauffement par rapport à la période préindustrielle. Des mesures d’adaptation doivent être mises en place dès aujourd’hui et quelle que soit la trajectoire de réchauffement que nous emprunterons dans le futur.&nbsp;</li></ul>Sur le plan agricole, cela passe par des changements de pratiques profonds (modification des cycles culturaux, pratique de l’agroforesterie, plantation de haies, recours à des espèces plus résilientes aux conditions de sécheresse par exemple…). L’usage et le partage de la ressource eau doivent également être mises en débat et faire l’objet d’une législation stricte et équitable pour les différents usagers.

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Traduction de Carbone 4. Texte original : &nbsp;«&nbsp;Climate change will increasingly put pressure on food production and access, especially in vulnerable regions, undermining food security and nutrition (high confidence). Increases in frequency, intensity and severity of droughts, floods and heatwaves, and continued sea level rise will increase risks to food security (high confidence)&nbsp;[…]”&nbsp;

Le Bureau de recherches géologiques et minières (BRGM) note ainsi&nbsp;: «&nbsp;La fin de l’hiver et le début du printemps sont une période charnière et les pluies insuffisantes ont fortement impacté l’état des nappes. La situation est particulièrement préoccupante, avec des niveaux bas à très bas localement, sur les nappes entre Vendée, Maine et Touraine ainsi que sur les nappes de la Côte d’Azur, de Provence et du sud de la Drôme.&nbsp;»

IPCC, 2022: Summary for Policymakers In:&nbsp;Climate Change 2022: Impacts, Adaptation, and Vulnerability.&nbsp;Contribution of Working Group II to the Sixth Assessment Report of the Intergovernmental Panel on Climate ChangeObservatoire européen de la sécheresse&nbsp;: <a href="https://edo.jrc.ec.europa.eu/edov2/php/index.php?id=1111">https://edo.jrc.ec.europa.eu/edov2/php/index.php?id=1111</a><a href="http://propluvia.developpement-durable.gouv.fr/propluvia/faces/index.jsp">http://propluvia.developpement-durable.gouv.fr/propluvia/faces/index.jsp</a>Météo France&nbsp;: <a href="https://meteofrance.com/actualites-et-dossiers/actualites/climat/secheresse-chaleur-precoce-et-manque-de-pluies">https://meteofrance.com/actualites-et-dossiers/actualites/climat/secheresse-chaleur-precoce-et-manque-de-pluies</a>BRGM&nbsp;: <a href="https://www.brgm.fr/fr/actualite/communique-presse/nappes-eau-souterraine-au-1er-mai-2022-risques-secheresse-estivale">https://www.brgm.fr/fr/actualite/communique-presse/nappes-eau-souterraine-au-1er-mai-2022-risques-secheresse-estivale</a>Vitisphère&nbsp;: <a href="https://www.vitisphere.com/actualite-96679-la-secheresse-remet-deja-en-cause-les-vendanges-de-nombreux-vignerons.html">https://www.vitisphere.com/actualite-96679-la-secheresse-remet-deja-en-cause-les-vendanges-de-nombreux-vignerons.html</a>Canari&nbsp;: <a href="https://canari-agri.fr/app">https://canari-agri.fr/app#</a>Interview de Serge Zaka pour le Nouvel Observateur&nbsp;: <a href="https://www.nouvelobs.com/ecologie/20220518.OBS58610/aggravee-par-les-fortes-chaleurs-la-secheresse-qui-frappe-la-france-a-deja-un-impact-irreversible-sur-les-recoltes.html">https://www.nouvelobs.com/ecologie/20220518.OBS58610/aggravee-par-les-fortes-chaleurs-la-secheresse-qui-frappe-la-france-a-deja-un-impact-irreversible-sur-les-recoltes.html</a>GIEC, Interactive atlas, regional synthesisLe Monde, 21 mai 2022&nbsp;: En Inde, les canicules vont devenir la normeThe Guardian, 14 mai 2022: India bans all wheat exports over food security riskReuters, 2 mai 2022 : After five record crops, heat wave threatens India's wheat output, export plansRadio Canada, 8 mai 2022 : Les inondations font craindre le pire aux agriculteurs manitobainsEarth observatory (NASA), 12 mai 2022 : Red river flooding is worst in a decade <a href="https://earthobservatory.nasa.gov/images/149822/red-river-flooding-is-worst-in-a-decade">https://earthobservatory.nasa.gov/images/149822/red-river-flooding-is-worst-in-a-decade</a>Le Monde, 23 mai 2022 : Bangladesh : plusieurs millions de personnes touchées par d’importantes inondations

Printemps 2022 : catastrophes en séries et menaces sur la production agricole

Justine est consultante senior chez Carbone 4, qu’elle a rejoint en 2018. Elle a suivi le parcours Grande École de l’ESSEC, avec une spécialisation en économie urbaine.Elle a été formée aux enjeux énergie-climat à la Norwegian School of Economics et à l’Institut Français du Pétrole.&nbsp; Avant d’intégrer Carbone 4, Justine a travaillé au sein du département Ingénierie et Construction d’Air Liquide à Paris et à Francfort, où elle s’est intéressée aux émissions de CO2 des technologies phares de l’entreprise.Justine travaille sur les stratégies de décarbonation des entreprises, et sur la mesure et l’atténuation des risques climatiques physiques. Elle fait partie du pôle Adaptation et résilience de Carbone 4. Elle a contribué à la construction de méthodologies clés de Carbone 4 : <a href="https://www.carbone4.com/ciara">CIARA</a> et <a href="https://www.carbone4.com/ocara">OCARA</a>.

Justine Mossé

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