Annexe 4 les energies renouvelables





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ANNEXE 4 - LES ENERGIES RENOUVELABLES


Comme il a été dit dans le corps du texte, les énergies renouvelables inspirent un très large intérêt parce que, d’une part, ces énergies font appel à des ressources illimitées dans les conditions climatiques actuelles et que d’autre part, elles ne participent pas à l’augmentation des gaz à effet de serre.

Les énergies renouvelables portent de ce fait l’espoir de ceux qui sont attachés à la protection de l’environnement et souhaitent exploiter de façon durable les ressources de la planète. Elles en acquièrent une valeur symbolique forte, surtout dans les pays riches.

Les énergies renouvelables sont exploitées depuis très longtemps ; leurs principes sont bien connus. Elles ont bénéficié de tous les progrès technologiques qui accompagnent l’histoire de l’humanité. Mais la possibilité de mobiliser des ressources d’énergie renouvelable est très variable à la surface de la terre puisque le lieu d’extraction est commandé par le milieu naturel.
1. L’ENERGIE HYDRAULIQUE

C’est la source d’énergie mécanique la plus ancienne (moulins) C’est aussi la reine des énergies renouvelables avec 92% du total des EnRe électriques mondiales. Elle produit annuellement 2600 TWh, soit 2 à 3% de l’énergie mondiale. Elle est perçue très différemment dans les pays riches qui ont le souci récent de reconstituer des conditions plus naturelles de vie (demandes de destruction de barrages pour protéger les zones de frai des saumons et protéger la pêche sportive aux USA), et les pays émergents qui n’ont pas atteint le même niveau de vie et donnent la priorité à leur développement en construisant des barrages (Chine, Inde, Brésil, Turquie, Iran…).

Les qualités de l’énergie hydroélectrique sont connues : elle assure l’indépendance énergétique pour les pays qui disposent de cette ressource. C’est certes un investissement lourd, mais de très longue durée de vie et de coût d’exploitation faible, assurant une énergie compétitive, souple d’emploi, mobilisable très rapidement par démarrage rapide, stockable et capable de faire face aussi bien à la demande de base que de pointe selon les sites. De plus, les équipements hydroélectriques sont souvent des équipements mixtes visant plusieurs autres objectifs (protection contre les inondations, navigation, irrigation, objectifs parfois divergents, exigeant des compromis sur l’utilisation) Les difficultés de développement qu’elle rencontre dans quelques pays tiennent essentiellement:

- Aux déplacements de population nécessaires pour implanter les réservoirs, dont il faut négocier et organiser la réinstallation (Trois Gorges en Chine, Baie James au Canada) - A une compétition avec le gaz naturel dans les régions qui ont les deux ressources (Afrique occidentale, Turquie, gaz de Bolivie pour le Brésil et l'Argentine) et opposition des associations écologistes dans les pays riches, et même émergents sous l’influence de certaines O.N.G. des pays riches, favorables aux énergies fossiles.

- A ce que c’est une ressource dont la consommation est plutôt nationale ou régionale qu’internationale, car elle est difficilement transportable (forme électrique) à plusieurs milliers de kilomètres comme le sont le pétrole et le gaz.
[Sous forme de courant continu, c’est quand même fait au Canada vers le nord-est des Etats-Unis, et au Brésil depuis Itaïpu vers Rio et Sao Paulo – et ne jamais oublier que le transport du gaz coûte cher, contrairement à celui du pétrole].

Les avantages de l’hydraulique sont connus depuis si longtemps que dans les pays développés, les sites possibles sont déjà presque tous équipés. La figure 20 indique la répartition mondiale approximative des sites déjà équipés et de ceux restant à équiper.

Et le petit hydraulique ? Après l’équipement du grand hydraulique, il reste quelques sites de petite puissance à basse chute, de coût plus élevé par unité d’énergie. Ces équipements peuvent être valorisés par une taxation du carbone. La puissance ainsi ajoutée pourrait atteindre 10% de celle du grand hydraulique, mais ces minicentrales rencontrent généralement les mêmes oppositions écologiques. Cette voie présente beaucoup d’intérêt dans les sites isolés des PVD disposant de rivières. Elles permettent de réaliser des micro-centrales dont la puissance est adaptée aux besoins de l’artisanat et du développement rural.

Et l’énergie des mers ? La centrale marémotrice de la Rance (240 MW) n’aura pas de successeur car les sites sont rares et les oppositions fortes. Dans le reste du monde, les sites à forte marée sont également rares et les oppositions analogues.

Il faut mentionner, également, les tentatives d’utiliser l’énergie de la houle, notamment en Grande Bretagne.

Que conclure sur l’énergie hydraulique ?

- L’énergie hydraulique est à recommander partout où restent des sites équipables dans les pays en voie de développement. Dans les pays développés, il n’en reste pratiquement pas.

- Moins de 10% des ressources hydrauliques énormes (400 à 500 GW) de l’Afrique intertropicale sont actuellement exploitées, parce que la consommation africaine n’est pas à l’échelle des équipements possibles. L’Europe ne devrait-elle pas y penser davantage?, imaginer des financements de barrages développant et stabilisant ces pays, et en extraire notamment des vecteurs d’énergie exportables accélérant le développement de ce continent et profitant aux deux économies? Dans la vision de "l'ère hydrogène", il serait prudent d'examiner sérieusement les coûts de production et de transport de ce vecteur à partir de cette ressource.
2. L’ENERGIE EOLIENNE

L’énergie éoélectrique a fait l’objet d’un développement mondial récent et rapide, surtout en Europe, mais ne contribue encore que pour moins de 1% à la production d’énergie électrique mondiale.

Les difficultés de son développement tiennent essentiellement à son caractère diffus et aléatoire :

- Diffus : la faible densité de l’air conduit à des dimensions d’hélices très grandes, induisant un coût élevé par unité de puissance. Une turbine capte l’énergie cinétique du fluide qui la traverse. Sa puissance est proportionnelle au carré du diamètre et à la densité du fluide (1000 fois plus faible pour l’air que pour l’eau), donc pour la même puissance et la même vitesse de fluide, le diamètre d’une éolienne doit être une trentaine de fois plus grand que celui d’une turbine à eau. C’est pourquoi il faut une éolienne de 80 mètres de diamètre pour seulement 2,5 MW, alors qu’une turbine hydraulique de 2 à 3 mètres suffit.

- Aléatoire : c’est une énergie intermittente et peu prévisible (caprices du vent). De plus, la puissance de l'éolienne varie comme le cube de la vitesse du vent, et est donc très faible par faible vent. Au delà d’une certaine vitesse de vent, on doit par sécurité arrêter la production d’énergie en mettant les pales en drapeau, La durée de fonctionnement équivalent à la pleine charge qui en résulte est donc faible (20 à 25%), augmentant d'autant le prix du kWh Cette énergie mal prévisible ne peut contribuer que très faiblement à la puissance garantie du réseau. De ce fait, sa valeur commerciale est réduite à la valeur du combustible qu’elle permet d’économiser lorsqu’il y a du vent. Ne pouvant participer à la garantie de puissance, les éoliennes ne peuvent venir qu’en complément d'autres moyens de production comme l’hydraulique* ou les turbines à gaz, utilisables à volonté, ce qui évidemment renchérit le coût global et atténue le caractère "vert" et "renouvelable" de l'énergie éolienne lorsque le secours est apporté par des turbines à gaz. La pénalisation de cette intermittence serait atténuée si l'énergie électrique imprévisible pouvait être économiquement utilisable, par exemple pour la production d'hydrogène par électrolyse envisagée dans beaucoup de projets de recherche, mais les chimistes font remarquer que les procédés complexes nécessitent un fonctionnement en continu.

* au Danemark où l’éolien atteint le quart de la puissance, c’est l’hydroélectricité de Norvège qui assure la stabilité du réseau et la continuité de la production.

L’éolien en Europe


Malgré son coût de production élevé (le kWh 2 à 3 fois plus cher que nucléaire ou gaz), l’éolien se développe en Europe plus qu’ailleurs grâce à des tarifs subventionnés, justifiés par son absence d’émission de CO2 et par l’espoir qu’un développement industriel abaissera suffisamment ce coût et le rapprochera de celui des énergies fossiles qui entre temps aura augmenté.

Une directive européenne fixe pour 2010 un objectif de 22 % à la contribution moyenne des EnR dans la production électrique en Europe. La France, dont l’objectif est fixé à 21% , atteint déjà environ 15% d’EnRé grâce à une forte proportion d’énergie hydroélectrique. Les centrales éoliennes y sont encore peu nombreuses, situation très différente de celles de nos voisins :

Allemagne ~12,8 GW,

France 0,2 GW,

Espagne 5 GW,

Danemark 2,9 GW

( chiffres observés à mi-2003).

L’éolien en Allemagne représente 4 % de la production électrique, dominée par le charbon et le lignite, alors qu’en France il ne représente que 0,2 %.

Pourquoi cette particularité de la France ? L’énergie d’origine éolienne coûte 5 à 7 c€/kWh, mais l’impossibilité de garantir la puissance réduit sa valeur réelle à celle du combustible qu’il remplace, soit 2 à 4 c€/kWh s’il remplace du fossile, mais moins de 1 c€/kWh s’il remplace du kWh nucléaire. Les pays qui développent activement l’éolien sont donc ceux où il remplace du kWh charbon, à un coût du même ordre, et en évitant l’émission de CO2 qui sera bientôt pénalisée (Allemagne, Danemark).

Quelques autres difficultés de l’éolien

- Sa faible densité énergétique au sol ( ~ 8 MW/km2 ) même sur les sites côtiers les plus favorables le met en conflit d’utilisation du territoire avec d’autres usages, notamment l’occupation touristique.

- Sa forte dépendance avec la disponibilité du vent. Citons à titre d’exemple, la politique publique allemande qui a conduit à répartir des éoliennes sur tout le territoire. Pour une puissance de 12,5 GW, la production annuelle ne dépasse pas 16,5 TWh, soit une durée de fonctionnement à pleine puissance de 1320 heures par an. Des éoliennes installées sur de bons sites côtiers ou off-shore pourraient produire le double ou le triple

- Sa liaison à un réseau de distribution : la faible puissance individuelle (sauf fermes d’éoliennes) oblige à une liaison moyenne tension ( ~ 20 kV, HT trop chère). En parcs marins, une inter liaison BT des éoliennes doit aboutir à un transformateur d’évacuation en HT vers le réseau de transport dont les points d’insertion sont coûteux.

- La faible inertie de l’hélice limitant la participation au maintien de la stabilité de fréquence, - Les pics de chaleur de l’été correspondent fréquemment, en Europe, à des conditions anticycloniques peu favorables au fonctionnement des éoliennes, de même que les pics de froid en hiver.

Quelles sont les niches favorables à l’énergie éolienne ?

- Dans les pays développés où elle complète ou remplace une énergie à combustible cher et polluant (dans une proportion limitée par la qualité réduite de l’énergie électrique qu’elle délivre)

- Dans les zones géographiques où le vent est régulier (alizés) et le prix du terrain peu élevé, des fermes d’éoliennes peuvent être établies. Des projets importants sont en cours de réalisation au Maroc.

- Dans les zones isolées où le coût d’un réseau de distribution est prohibitif, et dans les îles non reliées à un réseau de grand transport, des éoliennes individuelles avec stockage par batteries est d’intérêt, mais le coût additionnel des batteries (à renouveler) et du convertisseur est pénalisant.

Des parcs éoliens en mer ?

L’objectif européen qui contraint la France à investir dans 7 à 14 GW éoliens d’ici 2010 conduit à envisager l’implantation de fermes éoliennes en mer pour une part de l’ordre de 1,5 à 4 GW. Ces parcs éoliens grouperaient des éoliennes de 2 à 3 MW implantées sur fonds marins de moins de 30 m, en puissance globale de 100 à 200 MW. Le coût par kWh de ces parcs en mer semble être 30 à 50% plus cher qu’à terre. Cependant le vent est en général plus rapide et plus régulier en mer.

Le soutien à l'énergie éolienne


Il est souvent avancé que les crédits publics français consacrés aux énergies renouvelables sont insuffisants. Il faut noter que si la France investit d'ici 2010 environ 10 GW d'éolien (requis par la Commission Européenne), au prix de rachat par EDF défini pour cette énergie, cela équivaut à une subvention annuelle de l'ordre de 1 milliard d'euros au développement de cette énergie, ce qui est considérable.

Que conclure sur l’énergie éolienne ? Elle apporte une contribution d’énergie verte qui semble devoir rester très minoritaire malgré le soutien apporté, elle devra trouver sa place parmi les autres énergies renouvelables où son ordre de mérite global la situe actuellement derrière l’hydraulique et le solaire thermique.

Pour des raisons techniques, environnementales et économiques, il est illusoire de penser que la participation de l’éolien pourrait atteindre un niveau comparable à celui des énergies fossiles, hydraulique ou nucléaire.
3. L’ENERGIE DE LA BIOMASSE

Cette énergie entre pour une part importante au plan mondial, mais l'essentiel intervient hors marché et échappe aux statistiques. Sous sa forme électrique, elle représente environ 1 à 2% de l’énergie électrique mondiale.

La biomasse permet une production décentralisée et autonome d'électricité et de chaleur par cogénération, dont la rentabilité dépend beaucoup de la valorisation de la partie chaleur.

Une autre utilisation d'actualité de la biomasse-énergie est la production de biocarburants Cinq procédés existent pour extraire de l’énergie de la biomasse :

- La combustion : le plus ancien et le plus général, 50% du bois mondial y est consacré. C’est la seule source d’énergie des populations rurales des pays émergents (2,6 milliards d’hommes).

- La fermentation alcoolique de matières saccharifères (betteraves, canne à sucre, céréales) donnent de l’éthanol pour biocarburants. Le rendement énergétique est de l’ordre de 1,4 à 2 kWh récupérables pour 1kWh consommé dans le procédé.

- L'extraction de l'huile des matières oléagineuses (colza, tournesol, soja, palme) et son estérification avec du méthanol produit un autre biocarburant, le biodiesel. Rendement énergétique de l'ordre de 3 kWh/kWh.

- La méthanisation : fermentation anaérobie de déchets ménagers, déjections animales, algues, donne du biogaz (50 à 60% CH4, 35 à 40% CO2), permettant une cogénération d'électricité et de chaleur.

- La transformation thermochimique par gazéification des matières ligno-cellulosiques (bois et pailles), produit un gaz de synthèse (H2+CO). Ce procédé promet le meilleur rendement énergétique (2,5 à 4 kWh/kWh), mais demande encore beaucoup de R&D

3.1 La combustion, le bois-énergie.

La forêt des zones tempérées s’accroît (la France est passée de 8 à 15 millions d’hectares en 200 ans), mais la forêt mondiale se réduit par la déforestation tropicale et a perdu 135 millions d’hectares depuis 1980. La moitié du bois mondial est brûlé pour le chauffage et la cuisine dans les PVD, sans souci suffisant de reforestation.

En Europe, la reforestation est bien gérée et permet d’en tirer une énergie renouvelable de 47 Mtep en 2000 (France en tête 9,8 Mtep, Suède 8,3, Finlande 7,5, Allemagne 5….), presque totalement thermique soit 2.6 % de l’énergie consommée (3,9 % pour la France) Les technologies de combustion évoluées permettent de produire de l'énergie en cogénération d'électricité (30%) et de chaleur (70%). Dans les pays riches en forêts, la production d'énergie à partir du bois devrait de préférence utiliser des déchets non utilisables en bois d'oeuvre ou en papeterie-cartonnerie-cellulose, ces affectations assurant un stockage du carbone pendant une plus longue durée.

Un des modes de combustion qui pourrait se développer à grande échelle est la co-combustion de bois et de charbon dans des chaudières de centrales thermiques adaptées à cet effet, réduisant le taux d'émission de CO2 de ces nouvelles centrales à charbon.

3.2 Les biocarburants

Les biocarburants ne représentent encore que 0,5 % des carburants au niveau mondial (figure 21). Ce pourcentage est très variable d’un pays à l’autre, certains pays comme le Brésil ayant fait un très gros effort à partir de la canne à sucre, atteignent 20 %.

Une projet de directive européenne de 2001 indique un objectif de 2% de biocarburants en 2005, et 5,75% en 2010 . L’objectif 2010 semble peu compatible avec les surfaces exploitables et les équilibres d'assolement, et sera difficile à atteindre en ce qui concerne le marché du diesel, sauf développement réussi de la filière synfuel (voir plus bas).

En France, la motivation des agriculteurs en faveur des biocarburants est forte, compte tenu des perspectives de réformes limitant leurs débouchés, mais une clé de leur développement, aussi bien en Europe qu'aux Etats-Unis, est un traitement fiscal permettant de compenser leur surcoût par rapport aux carburants fossiles.

3.3 La méthanisation, le biogaz.

Les unités de biogaz peuvent fonctionner à partir des décharges, des stations d’épuration, du lisier, des déchets agricoles…Il en existe environ 3500 en Europe, qui produisant 2,3 Mtep (~ 1/1000 de la consommation d’énergie annuelle), dont plus de la moitié sont brûlés en torchères.

Le potentiel de développement est élevé car cette source d'énergie est en même temps une manière de traiter les déchets organiques des décharges, qui correspond à une forte demande. Une forte ambition européenne prévoit d’atteindre 15 Mtep en 2010 (soit ~ 1/100). Le Royaume Uni est en tête avec 0,9Mtep (Allemagne 0,5, France 0,17). Les décharges et les stations d’épuration constituent un potentiel important de développement (en France 3,5 Mtep pour 0,17 actuel) L’objectif d’injecter le biogaz dans le réseau de gaz naturel ne pourra être atteint que si le biogaz est épuré (composition fluctuante et risque corrosion).

3.4 Ordre de grandeur du potentiel énergétique de la biomasse

Les recherches sur la biomasse-énergie portent essentiellement sur le rendement énergétique du cycle de vie et sur le lien énergie-eau-occupation du territoire. Des cultures irriguées avec engrais et une forêt ont un impact extrêmement différent sur le cycle de l'eau et sa qualité et le bilan environnemental est complexe.

Les rendements énergétiques des cultures sont d’environ :

- sur terres arables (oléagineux, céréales, betteraves) : 0,7 tep/ha.an en biocarburants.

- sur terres pauvres ( forêt) : 1 tep/ha.an en bois de chauffage, ou 0,5 tep/ha.an en électricité, ou 0,7 tep/ha.an en biocarburants Ces ordres de grandeur ne permettent pas à la biomasse de jouer un rôle de premier plan dans la production d'énergie ; le remplacement du seul pétrole (3,5 Gtep/an) exigerait 5 à 9 milliards d’hectares de terres arables. La planète n’en comporte que 1,5 milliards, à partager avec la biomasse alimentaire

- L’éthanol/ETBE*, obtenu par transformation alcoolique (la canne à sucre au Brésil 20 %, le maïs aux USA 1 %, la betterave et le blé en France 0,5 %).

- L’éthanol mélangé dans l’essence (à environ 10 %), utilisé en France pendant la guerre, continue à se développer dans les pays aux normes moins astreignantes et gros consommateurs d'essence (USA, Brésil), mais il présente des problèmes de production et d'utilisation liés à sa volatilité et à sa solubilité dans l'eau et il ne permet plus de suivre la sévérisation des normes antipollution en Europe, où par ailleurs la part de l'essence se réduit au profit du diesel.

- l’ETBE (EthylTercioButylEther) à 47 % d ’éthanol), qui a des propriétés physiques voisines de celles des essences, lui est préféré en France et en Espagne pour la filière essence, et se développe en Europe sur ce marché.

- Le bio diesel, obtenu par estérification des huiles de colza et tournesol, mélangé à moins de 5 % au gazole (limité par la nouvelle technologie des moteurs diesel), est en forte croissance depuis 10 ans en Europe où le moteur diesel est largement utilisé, et représente 1 % de la consommation de gazole en France.

- une filière en développement : le synfuel (ou sunfuel), gazole de synthèse obtenu thermochimiquement par gazéification de produits ligno-cellulosiques, obtiendrait le meilleur rendement énergétique. Cette filière demande encore beaucoup de développements.
4 L’ENERGIE SOLAIRE

L’énergie solaire est réputée abondante mais sa disponibilité au niveau du sol est tempérée par de nombreux facteurs : l’alternance jour-nuit, la distance zénithale et la nébulosité. L’énergie solaire reçue sur une surface horizontale de 1 m2 est de l’ordre de 2500 kWh par an dans les déserts les plus ensoleillés et 800 kWh par an au Canada et en Europe du Nord.

- L’extraction de cette énergie en chaleur (chauffe-eau) se fait avec un rendement moyen annuel de 25%, soit 200 à 625 kWh/m².an

- L’extraction sous forme électrique (photovoltaïque) a un rendement moyen annuel de l’ordre de 10%, ce qui permet 80 à 250 kWh/m².an Les trois voies d’extraction (ne sont citées ici que les voies ayant des applications commerciales)

- Solaire thermique pour l’eau chaude sanitaire et le chauffage des habitations

- Solaire thermodynamique par concentration du rayonnement sur une chaudière et production d’électricité (fluide primaire huile 250 °C, ou sels fondus 800 °C). Coût de l’ordre de 10 à 20 c€/kWh (électrique). Cette filière a encore peu d’installations en service. Mais son potentiel est important dans les climats à ciel clair, car ses possibilités de baisse de coût sont importantes.

- Solaire photovoltaïque. Deux types d’application sont actuellement développées :

- Des stations isolées ne pouvant pas être reliés économiquement au réseau : équipements le long des autoroutes, relais de télécommunications, îles, électrification rurale dans les PVD. Un obstacle : le stockage de l’électricité double ou triple le prix de l’électricité produite.

- Des stations connectées au réseau assurant une production décentralisée dont l’excès est revendu au réseau. Cette application est l’objet de programmes actifs de diffusion dans plusieurs pays de l’OCDE.

4.1 Le solaire thermique

La filière eau chaude sanitaire devrait être plus développée, le prix du kWh varie de 3 à 12 c€/kWh (thermique) si très ensoleillé, sinon 8 à 25 c€/kWhth. Le capteur solaire apporte 50 à 65 % des besoins d’un logement en Europe et 85 à 100 % en zones sub-tropicales.

La filière chauffage de l’habitat se développe plus difficilement, car elle peut s’implanter essentiellement dans les bâtiments neufs et son caractère aléatoire exige généralement un chauffage d’appoint qui en augmente le coût, car l’hiver n’est pas la période de meilleur ensoleillement. L’architecture d’habitats solaires passifs (bioclimatiques) est à développer pour des ensembles neufs (disposition et choix des vitrages, superisolation, ventilation contrôlée) Dans les régions septentrionales, le chauffage solaire permet de couvrir environ 20% des besoins (essentiellement en demi-saison). Le stockage intersasonnier n’est envisageable que dans les habitats collectifs.

Pour ces différentes raisons, la filière solaire thermique dans l’habitat ne représente encore que 1 à 2/1000 de la consommation mondiale d’énergie.

Des solutions techniques ont été développées notamment au Japon pour assurer la climatisation nécessaire dans les étés les plus chauds avec des pompes à chaleur trithermes utilisant l’énergie thermique de capteurs solaires.

Leur commercialisation reste confidentielle vis à vis du marché des climatiseurs électriques.

4.2 Le solaire thermodynamique

Plusieurs centrales solaires utilisant cette technologie, d’une puissance comprise entre un et quatre-vingt MW ont été construits dans le monde depuis 25 ans. Associant un ou des capteurs solaires à concentration avec un cycle thermodynamique, elles permettent un stockage de chaleur et/ou un chauffage d’appoint intégré, limitant les effets de l’intermittence solaire. Plusieurs centrales d’une puissance totale de 354 MW sont en service en Californie, connectées au réseau depuis plus de dix ans.

Les coûts du KWh produits actuellement seraient de 0,12 à 0,14 $/kWh et pourraient descendre entre 0,05 et 0,08 $/kWh vers 2020.

L’utilisation de la concentration limite l’usage aux régions à ciel clair soit entre 15 et 40° de latitude. C’est pourquoi ce sont surtout les pays ayant un marché domestique à ces latitudes qui envisagent un développement industriel : Etats-Unis, Espagne, Japon. (comme tremplin à l’export vers les pays émergents) Une étude de la Banque mondiale prévoit un parc de 2 GWh ( ou GW? ) en 2010 et 12 à 18 GWh en 2020.

4.3 Le solaire photovoltaïque et son prix

Le prix de la partie cellule (environ 3 à 6 €/Watt crête) pourrait tomber vers 1 à 3 €/Wc en 2020. Le Japon couvre 46 % de la production, les USA 26 %, l’Europe 20 %.

Le système complet se présente sous deux formes : connecté à un réseau, ou autonome.

- Système connecté au réseau, en unités de 500 W à 5 kW (40 % du marché actuel). Présente un très fort taux de croissance (30 à 35 % par an). Les installations sont des toits ou des façades solaires . Prix actuel de l’ordre de 5 à10 €/Wc, prix du kWh de 0,20 à 0,45 €, pourrait tomber à 0,15 à 0,30 € vers 2020, ce qui reste 5 à 10 fois le coût de production de l’électricité le moins élevé actuellement. Il est toutefois difficile d’opposer le prix de l’électricité aux bornes d’une grande centrale à celui produit sur le lieu d’utilisation. Faute d’expérience, l’impact économique sur les réseaux n’est pas connu. De plus l’investissement dans les composants solaires du bâtiment peut induire des économies dans sa construction.

- Système autonome, en unités de 50W à 1 kW (65 % du marché avec taux de croissance de 15 % par an).

Prix actuel de 8 à 40 €/Wc, prix du kWh de l’ordre de 1,5 € dont les batteries représentent la moitié sur 20 ans, pourrait tomber à 1 € vers 2020, soit 30 fois le le coût de production de l’électricité le moins élevé actuellement, mais compétitif avec le prix de l’électricité produite par un groupe électrogène de quelques mégawatts dans un site isolé.

Les politiques publiques de plusieurs pays soutiennent fortement le développement de l’énergie solaire photovoltaïque notamment pour les systèmes connectés : Japon : programme de composants solaires sur bureaux et bâtiments publics 4400 MW visés avant 2010. Le gouvernement japonais estime que le coût sera alors de 3$/kW permettant une poursuite non subventionnée du développement au Japon et à l’export.

Etats-Unis : Programme annoncé en 1998 de 1 million de toits solaires (PV et eau chaude sanitaire).
Financement de la recherche par le gouvernement fédéral et de la diffusion par les Etats.
Allemagne : programme de 100 000 toits solaires lancé en 1998, plus de 100 MW installés en 2001.

4.4 Quelques autres voies expérimentales

- La cheminée solaire, avec un prototype en cours de réalisation en Australie, utilise un champ de miroirs concentrant l'énergie pour chauffer de l'air ascendant dans une gigantesque cheminée où il entraîne une turbine à air et alternateur générant de l'électricité.

- Un projet de production d'hydrogène par dissociation thermochimique de l'eau à partir d'un champ de miroirs concentrant l'énergie (Carlo Rubbia septembre 03) semble peu réaliste, les procédés chimiques complexes nécessitant en général un fonctionnement en continu.
5 L'ENERGIE GEOTHERMIQUE

L’énergie géothermique est une énergie nucléaire, provenant de la désintégration des éléments radioactifs à longue période de la croûte terrestre. Dans les parties stables du globe, la chaleur migre vers la surface par conduction (~ 0,06 W/m², gradient ~ 40°C/km), ce qui permet seulement une exploitation thermique (bassin parisien). Dans les zones actives, des fluides transfèrent l’énergie par convection (~ 1 W/m², gradient ~ 300°C/km) permettant une exploitation électrique et thermique. Les zones volcaniques sont donc largement privilégiées (Philippines, Italie, Mexique, Indonésie, Japon, Nouvelle Zélande, Islande). A noter la volonté de l'Islande de développer un système énergétique totalement vert, essentiellement basé sur la géothermie et la production d'hydrogène par électrolyse haute température pour remplacer le pétrole dans les transports.

On exploite actuellement :

- des sites profonds dépassant 200°C qui permettent une production d’électricité ( ~ 50 TWh = 0,4 % de la production mondiale). Coût 3 à 7 c€/kWh. Cette production électrique géothermique mondiale représente aujourd’hui environ le double de l’énergie éolienne (26 TWh)

- des sites moins chauds ( ≤ 80 °C ) dans des terrains sédimentaires, pour le chauffage (40 TWh)

- Une autre forme d’énergie géothermique à très base température utilise une pompe à chaleur pour relever le niveau enthalpique de la faible chaleur extraite du proche sous-sol. Ce système se développe en Suède, Allemagne, Autriche, et pourrait contribuer pour 0,4 à 0,5 TWh vers 2010.

Le potentiel résiduel non exploité est important.

- L’exploitation des roches chaudes sèches profondes ouvrirait des perspectives plus étendues car de tels sites (d’environ 25 MW chacun) sont plus nombreux et présents en Europe.

Aboutissement des développement vers 2020/2030 (prototype de Soultz en forêt). Coût probable 5 à 9 c€/kWh ? Un avantage de l’énergie géothermique par rapport aux énergies éolienne et solaire est d’être disponible à tout moment. Mais là encore les puissances envisagées en font une énergie qui semble devoir rester marginale au plan mondial, bien que précieuse pour les pays volcaniques .


9264.doc F. Soso 04-10-17.


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