Par Jean-Pierre Pervès
expert énergie et membre du GR21
17/08/2016
Dans son arrêté relatif à la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) 2018/20231[1], le gouvernement français propose d’accélérer le déploiement des électricités éolienne et photovoltaïque. Ces dernières devraient ainsi évoluer selon les hypothèses haute ou basse de 16 500 mW en 2015 à 43 000 ou 49 200 mW en 2023, soit environ 70 % de la puissance actuelle des centrales nucléaires. Ce déploiement nécessitera un investissement minimum de près de 60 milliards d’euros d’ici 2023 (scénario bas) pour une production très limitée. Reste que si ces énergies présentent l’avantage d’être renouvelables, leur intermittence et leurs productions aléatoires les rendent dépendantes de moyens de back-up, qui sont majoritairement en France le recours à l’énergie nucléaire, hydroélectrique ou fossile.
La PPE proposée ne nous semble pas justifiée pour plusieurs raisons. Du point de vue environnemental[2] d’abord : le gain en termes de gaz à effet de serre (GES) du secteur électrique sera au mieux très faible (8 à 10 millions de tonnes de CO2) et même négatif si le parc nucléaire était réduit. Du point de vue économique, ensuite, car elle se traduit par une augmentation importante du coût de l’électricité, à ventiler sur les entreprises et les particuliers [3], avec le risque d’une perte de compétitivité pour les uns et d’une augmentation de la précarité énergétique pour les autres. Du point de vue de l’indépendance énergétique enfin, car la quasi-totalité des éoliennes terrestres (99 %) et des panneaux photovoltaïques (presque 100 %) seront importés alors que l’avenir de la filière française de l’éolien offshore est menacé.
Si la question de la diversification du mix électrique doit être posée, le choix d’une transition brutale se traduira par une dégradation importante des performances du parc électrique français à la fois sur le coût du kWh [4] et sur celui de la production de CO2, qui étaient jusqu’à présent deux atouts majeurs pour la France. Beaucoup d’options sont imaginables, sous réserve que la technique, l’économie et les comportements les permettent. Le sujet majeur est celui de la vitesse de transition, que ce soit en conservant, développant, renouvelant un socle nucléaire solide ou en L'éolien pourrait représenter jusqu'à 26 000 MW de capacité en 2023 © EDF s’orientant vers une contribution de plus en plus importante des énergies renouvelables électrogènes (ENR).
Les implications de l’arrêté ENR en termes de capacités de production
Le projet d’arrêté vise à définir les investissements nécessaires dans les ENR [5] d’ici 2023 pour répondre aux objectifs de la loi sur la transition énergétique. Le tableau 1 présente les objectifs fixés par l’arrêté en les comparant à la réalité des années 2014 et 2015.
Tableau 1 – Les objectifs de l’Arrêté ENR, comparaison avec les années 2014-2015
Premier constat : le rythme annuel de construction d’éoliennes terrestres s’amplifie, passant d’environ 1 200 MW par an depuis 5 ans à 1 470 d’ici 2018 et à 1 500 ou 2 340 de 2019 à 2023.
C’est donc une volonté forte de couvrir le territoire français d’éoliennes (environ 11 000 ou 12 000 MW) sans se préoccuper de leur impact sur les paysages et les riverains. Le rythme de réalisation d’éoliennes offshore est par contre très en dessous des engagements antérieurs (6 000 MW étaient prévus en 2020), du fait sans doute des coûts affichés de cette énergie (environ 220 €/ MWh pour les deux premiers appels d’offres, soit de 5 à 7 fois le prix du marché) et des inquiétudes sur la pérennité des deux fabricants retenus, AREVA et ALSTOM. Les sites choisis, souvent au large de côtes très touristiques avec des activités halieutiques importantes, suscitent de plus de vives oppositions. L’arrêté est très ambitieux en ce qui concerne le solaire qui voit son rythme annuel de déploiement passer de moins de 1 000 MW/an à 1 330 d’ici 2018 puis à 1 600 MW par an de 2019 à 2023. À noter que les énergies marines (hors éolien offshore) sont à un niveau très bas, malgré de nombreux effets d’annonce, et que les autres moyens de production renouvelables évoluent très faiblement. Globalement, le programme présenté est sensiblement au niveau de celui défendu par l’ADEME [6], malgré toutes les alertes sur son aspect irréaliste et son coût pour le pays et les familles. Il faut surtout s’inquiéter de la fragilité qui résultera du repli des énergies « pilotables », essentielles à la stabilité du réseau : elles devraient diminuer de 2015 à 2020 de 4 à 8 GW selon RTE [7] en tenant compte des arrêts de centrales à fuel et à charbon, avec de plus des risques de mise sous cocon d’installations gaz en raison de l’écroulement des prix du marché.
Les conséquences sur la production
Analyse du scénario bas
Pour avoir une vision réaliste des productions, nous nous sommes appuyés sur les résultats d’une année moyenne en France, en l’occurrence l’année 2013. Les performances du scénario bas sont récapitulées dans le tableau ci-contre. Nous n’avons pas examiné en détail le scénario haut, qui nous semble hors de portée.
Dans l’hypothèse d’une production annuelle de 492 TWh (soit 90 % de la production annuelle actuelle [9]), conformément à la loi sur la transition énergétique, la production de l’ensemble éolien et solaire serait portée de 26,1 TWh en 2015 [10] à 72 TWh en 2023, soit 14,7 % de la production totale. Son efficacité serait de 19,1 % (production annuelle réelle de l’ensemble éolien + solaire, comparée à la production des deux parcs fonctionnant en continu à pleine puissance [11]). La puissance maximale appelée par manque de vent et de soleil de l’ensemble des autres moyens de production reste très élevée : 89,2 GW pour 92,2 GW appelés au total. Ainsi même pour des puissances intermittentes très élevées (69 % de la puissance du parc nucléaire en 2023), il faudra conserver en back-up des puissances pilotables voisines des puissances actuelles. Dans ce scénario, la puissance installée totale passe de 129,3 GW en 2015 à 151 GW en 2013, soit une surcapacité potentiellement importante pour des météos favorables.
On présente, avec des conditions climatiques semblables à celles de 2013, ce que serait la consommation horaire annuelle en France en 2023 et, en regard, les productions cumulées de l’ensemble « éolien + solaire » et celles de l’ensemble des autres contributeurs du mix. On constate la faiblesse de la contribution de l’éolien et du solaire en hiver, qui oblige à un recours massif aux autres sources, et la sévérité des fluctuations de puissances imposées à ces dernières, en particulier en été. Ces évidences ressortent en détail dans les deux figures suivantes pour des conditions hivernale et estivale.
En dehors des périodes de pénurie, bien révélées par ces figures, l’impact du solaire est particulièrement marqué en été sur les fluctuations de puissance imposées aux centrales thermiques et hydrauliques, avec des variations rapides de 10 à 15 GW sur 3 à 4 heures, deux fois par jour. Contrairement à ce qui est couramment affirmé, le foisonnement des énergies intermittentes en Europe n’atténue pas ces variations. L’ouest européen ne couvre en effet que 1,5 fuseau horaire, d’où une production solaire pratiquement synchrone dans tous les pays. Il est par ailleurs sous une influence globale des dépressions atlantiques et d’anticyclones qui rendent souvent semblables les productions éoliennes des pays voisins du notre [12].
Fig. :1 - Productions horaires 2023 en MWh (scénario bas du projet d’arrêté) dans l’hypothèse de conditions climatiques identiques à celles de 2013. Les productions de l’éolien et du solaire en 2013 sont amplifiées en se projetant en 2023 au prorata des puissances installées : en bleu la production totale, en vert « éolien + solaire » (43 GW puissance installée) et en jaune l’ensemble des autres moyens de production en 2023.
Fig. : 2 – Productions horaires en MWh (scénario bas du projet d’arrêté) dans l’hypothèse de conditions climatiques identiques à celles de 2013. Les productions de l’éolien et du solaire en 2013 sont amplifiées en se projetant en 2023 au prorata des puissances installées : en bleu production totale, en vert « éolien + solaire » (43 GW installés) et en rouge l’ensemble des autres moyens de production en 2023 dans les mêmes conditions climatiques qu’entre le 5 et le 14 janvier 2013. La production horaire moyenne de l’éolien et du solaire sur cette période de 10 jours ne serait que de 6 % de la production totale. Leur puissance minimale serait de 1,15 % ou 0,95 GW pour une puissance installée de 43 GW et appelée de 81 GW. Il faut noter que c’est une période froide mais loin des conditions de 2012 quand la puissance appelée avait été de 102 GW.
Fig. : 3 – Productions horaires en MWh (scénario bas du projet d’arrêté) dans l’hypothèse de conditions climatiques identiques à celle de 2013. Les productions de l’éolien et du solaire en 2013 sont amplifiées en se projetant en 2023 au prorata des puissances installées : en bleu production totale, en vert l’éolien + le solaire (43 GW installés) et en jaune l’ensemble des autres moyens de production en 2023 dans les mêmes conditions climatiques qu’entre le 1er juin et le 15 juillet 2013. La production horaire moyenne de l’éolien et du solaire sur cette période de 45 jours serait de 19,2 % de la production totale. Leur puissance minimale serait de 0,7 GW et maximale de 25 GW pour une puissance appelée de 42 GW. C’est une période chaude mais éloignée des conditions des canicules de 2003 et 2006.
Les projections pour 2030
En supposant qu’entre 2024 et 2030 les rythmes annuels d’installation de parcs éoliens et solaires resteraient identiques à ceux du scénario bas, on arriverait en 2030 à environ 70 GW de puissance installée « éolien + solaire » et à environ 175 GW de puissance installée totale, soit pratiquement le double de la puissance requise. Les contributions de cet ensemble resteraient faibles (10 % environ de la production) lors de périodes froides. Leurs variations l’été seraient considérables (de 25 à 35 GW sur quelques heures, comme en témoigne l’alternance d’épisodes venteux et ensoleillés du 23 juin 2013), avec une possibilité d’avoir à arrêter toutes les autres installations et à exporter simultanément 5 à 10 GW[13].
Des investissements considérables
Le prix d’achat de l’éolien terrestre, inchangé depuis 2007, s’établit à environ 92 €/MWh en 2016. L’ordre de grandeur de l’investissement (chiffres industriels confidentiels) serait alors d’environ 1,4 Mds par GW installé, soit 16,1 Mds pour 11,5 GW ajoutés. En ce qui concerne l’éolien offshore, l’investissement constaté lors des appels d’offres est de 4,5 Mds par GW, soit 13,5 Mds pour 3 GW ajoutés. Il est plus difficile d’estimer l’investissement nécessaire pour le solaire étant donné la variété des conditions d’utilisation. En se référant au prix moyen de vente du solaire bâti en 2016 (125 €/MWh [14]), le coût d’investissement peut donc être estimé à environ 2 Mds par GW, soit 24 Mds d’ici 2023. Il faut intégrer à ces montants une part significative des investissements prévus par RTE et ERDF, évalués à 1 milliard par an soit 8 Mds d’ici 2023, voire des investissements supplémentaires en turbines à gaz.
L’investissement total pour produire 43 TWh par an de plus en 2023 qu’en 2015, soit au total 72 TWh par an, sera d’environ 61 Mds €. À titre de comparaison avec un investissement inférieur, 55 Mds €, le parc nucléaire actuel serait prolongé de 20 ans et pourrait produire 417 TWh par an, soit un investissement par TWh 5,8 fois inférieur.
Le solaire et l’éolien réclament comme le nucléaire de forts investissements mais bénéficient de coûts d’exploitation modérés. Il est difficile d’estimer ce que sera l’impact de l’ensemble de ces programmes de déploiement dans les pays mitoyens [15] ainsi que dans les réseaux transfrontaliers. Pourrait en résulter une amplification des exportations de notre électricité nucléaire, ce qui permettrait de conserver un parc plus important, mais aussi une surproduction globale considérable par moments avec écroulement des prix du marché.
Émissions de gaz à effet de serre : un gain quasi nul, voir négatif
Les émissions de GES [16] du mix électrique français sont très faibles, variant entre 19 millions de tonnes de CO2 en 2014 (année très douce) et 30 millions de tonnes en 2013 (année normale). Elles se sont élevées en 2015 à 23,1 millions. Cet écart résulte essentiellement des conditions climatiques, mais aussi de la croissance de la contribution des énergies intermittentes. En comparant 2013 et 2015 on peut estimer leur contribution à la réduction des GES à environ 5 millions de tonnes par an, soit environ 1,5 % des émissions totales du pays seulement. Reste qu’une croissance forte de ces énergies, et du solaire en particulier, va mobiliser des moyens de suivi de charge très souples, l’hydraulique de barrage bien sûr (prévue quasiment stable), mais aussi des turbines à gaz, en particulier l’été. L’hiver, les épisodes froids sont rarement venteux, et la contribution du solaire est 5 fois moins élevée qu’en été, d’où un appel à des moyens fossiles en back-up. On aura donc le choix entre deux mauvaises solutions :
l’utilisation d’un back-up nucléaire au niveau actuel qui, s’il répond bien à la question du CO2, va encore accroître le coût du kWh produit car il sera sous-exploité ;
le développement d’un parc important des turbines à gaz de 10 à 15 GW, avec les rejets de CO2 que cela implique.
À partir d’un niveau voisin de celui de 2020, le gain CO2 sera quasi nul, et deviendra négatif ensuite. Le remplacement du nucléaire par des énergies intermittentes ne se justifie donc pas en France pour des raisons climatiques et économiques.
***
Il n’est pas question ici de négliger l’intérêt des énergies renouvelables électrogènes, qui sont promises à un grand avenir dans le monde à condition de les associer à des moyens performants d’ajustement de la production non émetteurs de GES. Par contre le rythme de leur déploiement doit tenir compte de la réalité géographique et des situations actuelles de chaque pays : introduites dans des pays comme les États-Unis, la Chine et l’Inde par exemple, elles se substituent principalement au charbon et au gaz et contribuent à la réduction des émissions de GES. Ce n’est pas vrai pour l’Allemagne où elles se sont substituées à du nucléaire depuis 15 ans avec pour conséquence une production d’électricité à partir de combustibles fossiles quasiment inchangée depuis 1990, de 320 à 350 TWh/an ou plus de la moitié de la production [17].
Mais dans des pays qui, comme la France, bénéficient d’une électricité décarbonée et compétitive, le solaire et l’éolien, pourtant matures, sont encore aujourd’hui des énergies coûteuses, d’autant plus qu’on doit intégrer dans leur coût le back-up et l’extension des réseaux électriques. Leur introduction à court et moyen terme devrait accompagner essentiellement le développement des usages de l’électricité et l’arrêt d’installations carbonées en fin d’exploitation.
Une programmation des investissements n’a de sens que si toutes les sources d’électricité sont étudiées en même temps et mises en perspective les unes avec les autres. L’arrêté ENR n’est pas encore adossé à une étude d’impact ni à une analyse des coûts induits. Notre pays doit revenir aux lois du marché pour les ENR matures et leur imposer la prise en compte des recommandations européennes (ENTSOE [18]) sur les caractéristiques techniques des moyens de production électriques, en particulier sur les services système à fournir pour tous les moyens de production, suivi de charge et garanties de fourniture, services adossés à des énergies non carbonées ou des stockages.
La France dispose d’un parc nucléaire capable de durer de 50 à 60 ans, d’une électricité encore abordable pour les familles et l’activité économique, qu’il faut préserver, alors que ses éoliennes et panneaux solaires sont en quasi-totalité importés. Plutôt que de mettre en difficulté les ménages par des augmentations du prix de l’électricité, puis des énergies fossiles, pour continuer à subventionner largement l’éolien et le solaire photovoltaïque (comme en Allemagne et au Danemark), il serait plus judicieux de les encourager à investir dans des transports propres et dans l’efficacité énergétique, dans les bâtiments en particulier. L’objectif de l’arrêté devrait être de conjuguer les mérites des outils de production bas carbone les plus performants, le nucléaire existant étant en tête de liste. Or le rythme de développement des EnR imposé par l’Arrêté nous paraît induire des pertes de valeur qui apparaissent peu supportables par l’économie française, dans la conjoncture actuelle. La transition doit être source de création de valeur. Ici, l’inverse est fortement à craindre.
1.Legifrance.gouv.fr
2.Le secteur électrique en Allemagne, avec 74 GW intermittents en 2014 émettait dix fois plus de CO2 que la France. Les rejets (325 millions de tonnes par an) sont revenus au niveau de 1999.
3.En Allemagne, les ménages paient leur électricité deux fois plus chère qu’en France (Eurostat, 2015).
4.Depuis 2011 le prix du kWh pour une famille bénéficiant du double tarif heures creuses/heures pleines a augmenté en moyenne de 10 % par an.
5.ENR : énergies renouvelables électrogènes.
6.ADEME : Agence de l'environnement et de la maîtrise de l'énergie
7.RTE : Bilan prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité en France
8.Cette notion est correcte car la totalité de la production est distribuée. Elle n’est pas applicable aux énergies pilotables (fossiles, nucléaire et hydraulique de barrages) qui doivent s’effacer dans le cadre de leur responsabilité de suivi de charge.
9.Il est difficile de prévoir ce que seront les équilibres exportations/importations. Globalement les parcs charbon et lignite européens devraient diminuer, d’où un marché pour le nucléaire français et pour les centrales à gaz, et les ENR, éolien et solaire seront souvent simultanément en surproduction ou sous production.
10.Source bilan annuel 2005 de RTE
11.Globalement les efficacités annuelles moyennes constatées aujourd’hui sont de 23 % pour l’éolien terrestre et 14 % pour le solaire en France. Dans cette étude l’efficacité retenue pour l’éolien marin est de 40 % en référence aux sites belges, ce qui est sans doute optimiste. À titre de comparaison ce chiffre est voisin de 90 % pour des centrales thermiques, fossiles ou nucléaires.
12.Sauvons le Climat : Intermittence et foisonnement de l’électricité éolienne en Europe de l’Ouest et « Nature et limites du foisonnement éolien ».
13.Bien sûr dans l’hypothèse où l’obligation d’enlèvement de leur production serait maintenue.
14.Le calcul résulte de la répartition du solaire par tranche de puissance et type d’installation en prenant 240€/MWh pour les installations intégrées en toiture, 125 pour les puissances intermédiaires (ombrières, hangars…) et 85 pour les grandes installations, les deux dernières valeurs résultant de l’appel d’offres 2015 sur 800 MW (Enerpresse). Il faut noter que la CRE a évalué la contribution du solaire à la CSPE (Contribution au service public de l'électricité) en 2015 à 337 €/MWh soit beaucoup plus. Ceci reflète les tarifs d’achat antérieurs très abusivement élevés depuis 2006 : la CRE dans son rapport « Coûts et rentabilité des énergies renouvelables en France » s’inquiète à juste titre de taux de rentabilité sur fonds propre abusifs des deux technologies éolienne et solaire.
15.L’ENSTOE indique que l’ensemble Allemagne + Espagne + Italie + France + Royaume-Uni + Belgique pourrait avoir en 2021 environ 250 GW d’électricité intermittente pour un appel
de puissance en été et en hiver respectivement de 350 et 200 GW.
16.Gaz à effet de serre.
17.Les émissions de CO2 par kWh électrique en France sont d’environ 50 à 60 g, soit 8 à 9 fois inférieures qu’en Allemagne (environ 450 g/kWh)
18.ENTSO-E : Réseau européen des gestionnaires de réseau de transport d’électricité est une association représentant 41 gestionnaires de réseau de transport d'électricité (GRT) de 34 pays à travers l'Europe, dépassant ainsi les frontières de l'Union européenne. ENTSO-E a été créée et s’est vue confier des mandats juridiques en 2009 par le Troisième Paquet énergie de l'UE pour le marché intérieur de l'énergie, visant à libéraliser les marchés du gaz et de l'électricité.
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