Débats républicains

L'urgence énergétique (V): Défis financiers et écologiques

Par Thierry DE LAROCHELAMBERT
Vendredi 18 mai 2007

article publié dans la lettre 538

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2. Les coûts des énergies renouvelables

2.1. Éolien et solaire thermique : les plus efficaces

Rappelons que le rapport DETENTE 5 évalue le coût moyen de production d'électricité éolienne à 42,6 Euros/MWh en 2003, et le coût moyen d'investissement à 962 Euros/kW pour une éolienne terrestre en 2005 et 1495 Euro/kW pour une éolienne en mer, toutes tailles comprises.
L'étude 20 d'Espace Éolien Développement réactualisée en 2006 estime le coût d'investissement éolien à 1000 Euros/kW sur terre et à 1800 Euros/kW en mer, avec un coût de production électrique actualisé de 64,8 Euros/MWh (34,8 Euros/MWh pour une turbine à gaz à cycle combiné).
L'opuscule de la SFEN 21, reproduisant les calculs du Ministère de l'Industrie 22, avance un coût d'investissement éolien terrestre de 922 Euros/kW et un coût de production électrique actualisé de 51,5 Euros/MWh pour 2500 h nominaux/an (43,6 Euros/MWh pour 3000 h/an) en 2007. En comparaison, elle cite le coût 2015 de production électronucléaire officiel (taux d'actualisation de 8%) de 28,4 Euros/MWh (il est évalué à 35 Euros/MWh par l'ADEME, qui cite un coût de 65 Euros/MWh pour l'éolien 23). Comme on peut s'y attendre, elle souligne par ailleurs les inconvénients de l'énergie éolienne, en particulier l'intermittence sur laquelle nous reviendrons dans le volet VI.
Une étude économique canadienne récente sur l'énergie éolienne et le stockage énergétique 24 montre que le coût de production éolien canadien varie entre 27,2 et 50 Euros/MWh. Les coûts moyens d'investissement éolien sont de 1191 Euros/kW et permettent d'économiser entre 2,5 et 2,9 tonnes de CO2 par kilowatt. L'étude évalue également la possibilité de stockage hydraulique des surplus d'énergie éolienne.
L'analyse de cycle de vie éolien très détaillée 25 calcule un taux d'émission de 5,5 gCO2/kWh pour une éolienne en mer de 3 MW et de 4,64 gCO2/kWh pour une éolienne terrestre identique.
D'une manière générale, il faut noter que les coûts de production électrique de l'éolien terrestre ont été divisés par 5 au cours des 20 dernières années et que cette tendance se poursuit, grâce aux améliorations considérables des performances des turbines, des génératrices, de l'électronique de puissance et à l'effet de série dans les coûts de construction-maintenance.
Une étude prospective néerlandaise très récente fait état de coûts d'investissements à l'horizon 2020 entre 390 et 660 Euros/kW dans l'éolien terrestre et de 1100 à 1520 Euros/kW dans l'éolien maritime 26.
Loin de constituer un surcoût inadmissible pour le consommateur, les tarifs de rachat du kWh éolien par EDF (82 Euros/MWh pendant 10 ans, puis 82, 68 ou 28 Euros/MWh selon les durées de production) permet de financer le retard de l'investissement public français dans son équipement éolien, alors que l'essentiel des recherches a été fait à l'étranger et le plus souvent dans le secteur privé ou mixte. Ils compensent ainsi le manque d'investissement de l'État dans la recherche et le développement dans ces domaines, alors que la R&D dans les énergies hydraulique, fossiles puis nucléaire a été majoritairement supportée par l'État jusqu'à aujourd'hui.
En conclusion, en prenant en compte les analyses complètes de cycle de vie, l'énergie éolienne est déjà ou est en passe de devenir compétitive par rapport au nucléaire.

L'énergie solaire thermique a atteint depuis une décennie son stade de maturité, tant dans les techniques de chauffage des bâtiments (en particulier par planchers solaires directs mixtes 27 ou à appoint intégré 28) que dans les techniques de chauffage d'eau chaude sanitaire industriel ou domestique. Les performances des capteurs sélectifs plans ou sous vide sont excellentes, et les systèmes de régulation fiables et précis.
L'énergie solaire disponible moyenne étant très variable d'un endroit à l'autre du globe, les coûts de production du kWh thermique varient fortement entre le Nord et le Sud de la France, ou le Nord de l'Allemagne ou du Danemark. Les coûts d'investissement dépendent aussi très fortement du type d'installation (eau chaude individuelle ou collective, chauffage des bâtiments, chauffage de piscines, etc.).
Les coûts d'installation moyens réels pratiqués en France 29 (hors subventions) sont de l'ordre de 1000 Euros/m2 mais ils sont de 620 Euros/m2 en Belgique et de 300 Euros/m2 en Grèce pour un chauffe-eau solaire individuel de 4m2, pour une puissance moyenne de 300 W/m2 ce qui équivaut à un investissement moyen de 3300 Euros/kW (2500 Euros/kW en Belgique plus au nord). Compte tenu des subventions actuelles (malheureusement variables selon les régions), ces coûts descendent à environ 550 Euros/m2 en France.
Les chiffres ministériels de la DGEMP-DIREME sont étonnement plus optimistes (750 Euros/m2 hors subventions, 365 Euros/m2 après subventions) mais correspondent mieux à ce que devrait être le coût indicatif correct d'installation. L'enquête 29 révèle en effet que les coûts d'installation sont souvent fantaisistes en France car, contrairement à l'Allemagne, aucune structuration professionnelle du secteur (producteurs solaires, installateurs solaires) n'a été entreprise par l'État et aucun contrôle des prix et des qualités d'installation n'est imposé par l'État, ce qui est particulièrement inefficace et dommageable pour le développement de ce secteur pourtant générateur d'énormes économies d'énergie!
En Haute-Autriche (pour ne citer que cet exemple), les subventions publiques s'élèvent à 1000 Euros par installation, plus 75 Euros par m2 de capteur plan (110 Euros/m2 de capteur sous vide) jusqu'à 3000 Euros d'installation, sinon elle couvre 50% du montant de l'installation 30.
L'énergie produite par un chauffe-eau solaire est de l'ordre de 0,064 TEP/m2 (744 kWh/m2) en moyenne (elle peut varier du simple au double entre le nord et le sud de la France) et peut descendre à 300 kWh/m2 pour des installations mixtes chauffage + eau chaude sanitaire. Le coût de fonctionnement et de maintenance étant très faible (nul en thermosiphon, 1% de la production avec pompes régulées), le coût du kWh produit est restreint à l'amortissement de l'installation. Il se situe dans une fourchette de 16 à 30 Euros/MWh selon les installations. Dans l'étude 31 menée sur plusieurs configurations {surface, stockage}, il est estimé à 60 Euros/MWh pour {10 m2, 450 l}.
Le bilan prospectif de l'IEA 32 confortent le rôle pilote que jouera le solaire thermique actif et passif dans l'efficacité énergétique des bâtiments (habitat, tertiaire et industriel) durant les prochaines décennies, couvrant non seulement les besoins en chauffage et eau chaude mais également en climatisation. D'ores et déjà, 140 millions de m2 de capteurs solaires thermiques fonctionnent dans le monde (soit environ 100 GW thermique) et plus de 10 millions de m2 sont installés annuellement.
L'émission de GES pour la construction, le fonctionnement et la maintenance des systèmes solaires thermiques peut être calculée à partir des analyses de cycle de vie présentées dans le volet III; elle est comprise entre 2,8 gCO2/kWh et 14 gCO2/kWh (calcul sur 30 ans).

2.2. Photovoltaïque : un avenir certain

Encore coûteuse en comparaison de l'éolien et de l'hydroélectrique, le solaire photovoltaïque est en pleine mutation avec une croissance industrielle exceptionnelle et des baisses de coût régulières depuis les dernières décennies (5% par an en moyenne) grâce aux nouveaux procédés de découpe, d'étirement ou de dépôts en couches minces. Si les techniques classiques au silicium restent les plus économiques avec des rendements commerciaux honorables de 12 à 15%, les nouvelles technologies multicouches et matériaux hybrides risquent de bouleverser le marché dans la prochaine décennie.
Les prix de vente actuels dépendent fortement de la taille des installations et descendent jusqu'à 4000 Euros/kW-crête pour les plus grandes, avec des coûts de production de 384 à 276 Euros/MWh selon le lieu d'implantation 33. Le record actuel est celui de la grande centrale photovoltaïque de 40 MWc en cours de montage à Bolanden (Allemagne) pour un coût de 3250 Euros/kWc, qui fournira environ 40 GWh/an d'électricité à un coût de 330 à 380 Euros/MWh sur 20 ans (30 à 40 ans plus probablement) en économisant 25 000 t CO2/an 34. Les nouvelles politiques publiques de rachat du courant photovoltaïque en France en vigueur depuis juillet 2006 (30 cEuro/kWh en métropole + 25 cEuro/kWh avec intégration dans le bâti) commencent seulement depuis peu à devenir suffisamment intéressantes pour que des temps de retour sur investissement inférieurs à 20 ans soient possibles 35, mais elles restent encore en deçà des politiques volontaristes allemande, italienne et japonaise qui ont pu donner à leurs producteurs nationaux une avance considérable.
À l'horizon 2030, le CEA prévoit une baisse du coût de production jusqu'à 10 centimes d'Euro par kWh photovoltaïque, mais l'étude prospective 26 situe le coût d'investissement photovoltaïque à l'horizon 2020 entre 1840 et 2160 Euros/kWc, ce qui ne manquerait pas d'abaisser considérablement et plus rapidement les coûts de production correspondants (non chiffrés dans l'étude).
Les créations d'emplois dans l'industrie photovoltaïque sont de l'ordre de 20 emplois par MWc dans la fabrication et de 30 emplois par MWc dans la chaîne vente-installation-maintenance 36.
Si la durée de remboursement de la dette énergétique des panneaux photovoltaïques est tout à fait intéressante (cf. volet III), la fabrication des photopiles produit une quantité de GES non négligeable:

• rappelons que l'étude 15 l'évalue entre 17 et 39 gCO2éq/kWh ;
• l'étude 16 détaille chaque GES ainsi que les composés volatiles, les oxydes d'azote, de soufre et les particules pour tous les systèmes de production électrique. Elle donne 49,2 gCO2éq/kWh en moyenne pour le photovoltaïque ;
• l'étude de l'AIEA 18 présente une estimation très pessimiste entre 43 et 73 gCO2éq/kWh selon le type de photopiles ;
• l'étude allemande 19 avance une émission de l'ordre de 110 gCO2éq/kWh.

L'amélioration continue des procédés de fabrication des photopiles permettent d'espérer des émissions de GES nettement plus faibles dans la prochaine décennie.

2.3. Biomasse : des choix difficiles

Le bois reste l'énergie phare la plus économique de toutes les énergies renouvelables, avec des coûts de production de chaleur dans les chaudières à bois ou granulés de bois de l'ordre de 16,5 Euros/MWh (à comparer avec le prix du fioul de 27,5 Euros/MWh et du gaz de 34,6 Euros/MWh) et un très grand potentiel de récupération de déchets industriels ou agricoles de biomasse sèche 37.
Comme suggéré dans le volet II, les coûts et bilans énergétiques des filières « biocarburants » ne sont pas clairement établis, d'autant que les technologies ont des efficacités très variables. Les émissions de gaz à effet de serre (en particulier de N2O) avant combustion sont estimés par culture dans l'étude de l'ADEME 38 de 61,2 gCO2éq/kWh (biodiesel tournesol) à 122 gCO2éq/kWh (bioéthanol betterave), ce qui n'est guère encourageant.
L'étude précise et sans concession de l'INRA 39 confirme les réticences que l'on peut avoir aujourd'hui sur les « biocarburants » de 1ère génération (que l'on devrait plutôt appeler « agrocarburants »). Il y est en particulier montré que leurs coûts de production actuels (éthanol de betterave 0,34 Euro/l, ester de colza 0,47 Euro/l) sont encore trop élevés par rapport au prix du baril de pétrole; plus précisément, l'ester, qui est pourtant le mieux placé, ne devient compétitif que si le pétrole brut atteint 75 à 80 $/baril. La défiscalisation des « biocarburants » avantage exagérément ces filières, surtout la moins efficace qui est l'ETBE fabriqué à partir d'éthanol de blé ou de betterave, dont le bilan énergétique et de GES est négatif. L'étude en conclut que « les biocarburants de première génération constituent un système assez peu efficace de production d'énergie » et rappelle que la Commission nationale américaine sur la politique énergétique préconise l'abandon de l'éthanol de maïs (production éminemment anti-écologique et anti-énergétique) au profit de l'éthanol ligno-cellulosique de 2ème génération.
Le coût d'investissement pour la filière de gazéification de biomasse, qui est l'une des techniques d'avenir, est chiffré à 1120 Euros/kW électrique dans l'étude néerlandaise 26 mais de nombreux progrès doivent encore y être apportés, ainsi qu'aux filières d'hydrolyse enzymatique des ligno-cellulosiques pour se faire une idée claire de leurs coûts industriels et écologiques.

2.4. Géothermie, microhydraulique, énergies marines : à développer rapidement

Même si elle n'est pas une énergie renouvelable à l'échelle annuelle, la géothermie est une ressource renouvelable à moyen terme et peut être couplée au stockage de chaleur intersaisonnier :

• la production d'électricité géothermique haute et moyenne température a atteint sa maturité et sa rentabilité industrielle depuis des décennies; le coût de production est de l'ordre de 30 Euros/MWh électrique pour la haute température, et de 40 Euros/MWh électrique pour la moyenne température (centrales à cycles binaire), avec pour cette dernière la possibilité d'accroître encore la rentabilité par la cogénération. La production géothermique par voie sèche, encore à l'état de recherche (projet franco-européen de Soultz-sous-Forêt), est très prometteuse avec des coûts prévisionnels de l'ordre de 80 Euros/MWh d'ici une décennie source ADEME ;
• le chauffage géothermique urbain utilisé depuis plus de 30 ans dans de nombreux pays présente des coûts d'investissement élevés mais des coûts de production suffisamment bas pour assurer sa rentabilité. Les coûts réellement constatés peuvent varier d'un réseau de chauffage urbain à un autre, mais ils sont très compétitifs, en moyenne de l'ordre de 40 Euros/MWh source BRGM ;
• la « géothermie très basse température ou de surface » (on peut employer les guillemets pour désigner ce type de pompes à chaleur) reste très coûteuse et douteuse sur le plan écologique et énergétique; elle n'est pas compétitive par rapport à l'énergie solaire et représente un transfert de consommation vers l'électricité au lieu d'augmenter la part renouvelable, ce qui n'est pas rationnel sur le plan énergétique. Dans l'état actuel des technologies, elle présente en outre le grave inconvénient d'utiliser comme fluides de transfert des fréons dont les potentiels de réchauffement climatique (GWP) sont des milliers de fois supérieurs au CO2 (3300 sur 20 ans, 1300 sur 100 ans pour le R134a, le plus utilisé source IPPC)! Or toutes ces pompes à chaleur présentent un taux de fuite annuel qui peut atteindre jusqu'à 10%, ce qui est inadmissible sur le plan de l'effet de serre.

L'énergie hydroélectrique, beaucoup plus ancienne et très efficace, reste une énergie renouvelable abondante et économique (cf. volets II et III) et peut être associée au stockage d'électricité :

• la grande hydraulique (barrages de hautes chutes et centrales fluviales) a fait la preuve de sa puissance et de sa grande durabilité. Elle nous offre depuis des décennies des coûts de production électrique très bas parfaitement stables et maîtrisés. Elle fournit en base 37 TWh/an à 30 Euros/MWh mais aussi 33 TWh/an modulables (de 33 à 53 Euros/MWh selon les installations) et 3 TWh de pompage-stockage très précieux pour l'équilibre global du réseau électrique 40. Les coûts d'investissements actuels sont dans une fourchette de 1500 à 2700 Euros/kW, ce qui en fait une filière très capitalistique nécessitant une forte garantie publique des investissements ;
• la petite hydroélectricité ne déroge pas à ces coûts d'investissement élevés, et ses coûts de production peuvent monter à plus de 80 Euros/MWh ;
• la construction des installations hydrauliques génère nécessairement des émissions de GES. L'étude 16 les évalue à 22,7 gCO2éq/kWh du fait des grands aménagements en béton (barrages, écluses, amenées, biefs, etc), alors que l'étude 18 les estime entre 1 et 34 gCO2éq/kWh selon les types d'installation.

Les énergies marines présentent des coûts très différents selon les dispositifs: l'usine marémotrice de la Rance est unique au monde ; elle produit depuis 40 ans de l'électricité à un coût officieux dans une fourchette de 120 à 180 Euros ; les hydroliennes qui utilisent l'énergie des courants marins et les usines houlomotrices en cours d'exploitation au Royaume-Uni, Danemark et en Norvège, ou en phase de construction expérimentale en France sont très intéressantes en terme de coûts de construction (de l'ordre de 1000 à 2800 Euros/kW), et les coûts prospectifs seraient de 1400 Euros/kW en 2015 avec un coût moyen de production de 36 Euros/MWh source ADEME. Remarque : la mise en place d'une taxe sur les gaz à effet de serre et les particules produirait très probablement un effet vertueux de baisse significative sur les coûts des énergies renouvelables présentés dans cette étude. Ils auraient en outre un effet d'incitation immédiat pour les décisions d'investissement dans tous les procédés économisant les énergies fossiles. Ces aspects seront abordées dans le volet suivant, où sera étudiée la question de la capture et de la séquestration du CO2, les réponses énergétiques à court terme à choisir d'urgence en France et dans le Monde avant de terminer l'étude sur les scénarios énergétiques possibles à long terme pour l'humanité.

Prochain volet :
L'urgence énergétique (VI) : scénarios énergétiques

5 Éole ou pluton, Antoine BONDUELLE et Antoine LEFEVRE (DETENTE), décembre 2003
15 Greenhouse-gas emissions from solar electric- and nuclear power : A life-cycle study, V.M. FTHENAKIS, H.C. KIM, Energy Policy, vol. 35, pp 2549-2557 (2007)
16 Objective and subjective evaluation of power plants and their non-radioactive emissions using the analytic hierarchy process, A. I. CHATZIMOURATIDIS, P. A. PILAVACHI, Energy Policy (sous presse 2007)
18 A guide to life-cycle greenhouse gas emissions form electric supply technologies, Daniel WEISSER, Energy (sous presse, 2007)
19 Comparison of greenhouse gas emissions and abatement cost of nuclear and alternative energy options from a life-cycle perspective, U. R. FRITSCHE, Öko-Institut, Germany (janvier 2006)
20 220 TWh/an avec l'énergie éolienne en France en 2040, Espace Éolien Développement (mai 2006)
21 L'énergie éolienne, Société Française d'Énergie Nucléaire - GR21 (novembre 2005)
22 Coûts de référence de la production électrique, GDMEP-DIDEME (déc 2003 – oct 2004)
23 Les énergies renouvelables, Jean-Louis BAL, ADEME (14 novembre 2006)
24 The economics of wind power with energy storage, L. E. BENITEZ, P. C. BENITEZ, G. CORNELIS VAN KOOTEN, Energy Economics (sous presse 2007)
25 Life-cycle assessment of offshore and onshore sited wind power plants based on Vestas V90-3.0 MW turbines, VESTAS (mars 2005)
26 Implications of technological learning on the prospects for renewable energy technologies in Europe, M. A. UYTERLINDE, M. JUNGINGER, H. J. DE VRIES, A. P.C. FAAIJ, W. C. TURKENBURG, Energy Policy (sous presse 2007)
27 Plancher solaire direct mixte à double réseau en habitat bioclimatique. Conception et bilan thermique réel, T. DE LAROCHELAMBERT, Revue Générale de Thermique, vol. 34, n°408, pp. 769-786 (1995)
28 Modélisation thermique des planchers chauffants. Application au système plancher solaire direct, G. ACHARD, P. PAPILLON, B. SOUYRI, Revue Générale de Thermique, n° 378, pp 312-323 (juin 1993)
29 Coûts pour l'installation d'un chauffe-eau solaire en France (enquête), Outils Solaires (oct. 2006)
30 Baromètre du solaire thermique, Systèmes Solaires, n°168 (août 2005)
31 Advanced storage concepts for solar combisystems, H. DRÜCK, W. HEIDEMANN, H. MÜLLER-STEINHAGEN, EuroSun2004 Freiburg (juin 2004)
32 The present and future use of solar thermal energy as a primary source of energy, Cédric PHILLIBERT, International Energy Agency (2005)
33 Le marché photovoltaïque en France, ADEME Département énergies renouvelables (oct. 2006)
34 World largest solar power plant being built in eastern Germany (Communiqué de presse), JUWI International (février 2007)
35 Électricité photovoltaïque, Outils Solaires (2007)
36 Photovoltaics and renewable energies in Europe, A. JÄGER-WALDAU, Renewable & Sustainable Energy Reviews, vol. 11, pp 1414-1437 (2007)
37 Bois-énergie: une chaleur d'avenir, Raphaël BALDOS, Systèmes Solaires n°176 (nov. 2006)
38 Bilan énergétique et émissions de GES des carburants et biocarburants conventionnels. Convergence et divergence entre les principales études reconnues, ADEME-ECOBILAN (juillet 2006)
39 L'ambivalence des filières biocarburants, J. C. SOURIE, D. TREGUER, S. ROZAKIS, INRA Sciences Sociales n°2 (décembre 2005)
40 Rapport sur les perspectives de développement de la production hydroélectrique en France, Ministère de l'Économie, des Finances et de l'Industrie (mars 2006)