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L'ÉTAT ACTUEL ET LES PERSPECTIVES TECHNIQUES
DES ÉNERGIES RENOUVELABLES

Chapitre II

CHAPITRE II : LES ÉNERGIES RENOUVELABLES : QUELLES PRIORITÉS ? 85

DES CHOIX À REVOIR DANS L'IMPORTANCE DONNÉE AUX DIFFÉRENTES FILIÈRES FRANÇAISES 85

I.- L'électricité renouvelable, un objectif moins important au plan national qu'au plan international 87

1. L'amélioration de la compétitivité de l'électricité éolienne 87

1.1. Les technologies éprouvées du petit éolien 87

1.2. La marche du grand éolien vers l'augmentation de puissance unitaire 88

1.3. Le coût des grandes éoliennes et le prix de revient du courant produit 89

1.4. Les espoirs dans les fermes éoliennes offshore 91

1.5. Des marchés étrangers en forte expansion 91

2. L'intérêt et les limites de l'utilisation de la biomasse pour la production d'électricité 92

2.1. Le cas de la bagasse dans les départements d'outre-mer 93

2.2. L'utilisation du bois pour la production d'électricité 94

3. Le solaire photovoltaïque, un marché considérable à l'exportation 95

3.1. L'évolution lente du silicium vers des rendements accrus 96

3.2. Des coûts de production du kWh élevés pour le raccordé mais intéressants pour le non raccordé 96

3.3. L'importance du photovoltaïque pour les pays en développement et la nécessité d'un marché intérieur comme base de départ 98

4. Les progrès à faire sur les technologies clés du stockage de l'électricité 99

4.1. Les batteries au plomb 100

4.2. Les batteries Ni-Cd 100

4.3. Les systèmes Ni-Métal hydrures 100

4.4. Les batteries au lithium 101

4.5. Les accumulateurs sous pression 101

4.6. La pile à combustible 102

5. La géothermie haute température pour la production d'électricité 102

5.1. Une réalisation très concluante aux plans technique et économique à Bouillante en Guadeloupe 103

5.2. Des technologies à exporter 104

6. Le solaire thermodynamique, de nouveau à l'ordre du jour pour les pays du Sud 105

6.1. La vogue soudaine et l'abandon prématuré du solaire thermodynamique en France 105

6.2. Les nouvelles technologies du solaire thermodynamique, proches de la compétitivité 105

6.3. Des perspectives brillantes pour les pays à fort ensoleillement 111

II.- Le thermique et les carburants renouvelables, des réponses essentielles aux graves problèmes français du résidentiel, du tertiaire et des transports 112

1. Les succès de la géothermie basse température et des réseaux de chaleur 113

1.1. Une technique aujourd'hui maîtrisée 113

1.3. Des performances économiques intéressantes 114

1.3. La géothermie en réseau de chaleur 114

1.4. Des travaux de prospection à reprendre 115

2. Les pompes à chaleur, une technique à réhabiliter 116

2.1. Les applications multiples des pompes à chaleur 116

2.2. Les pompes à chaleur utilisant des nappes phréatiques 117

2.3. Les autres concepts de pompes à chaleur pour l'habitat 117

3. Le solaire thermique, une technologie mûre à la recherche de volumes 118

3.1. Les technologies du solaire thermique 118

3.2. Un marché en devenir 120

3.4. Le plan Hélios et les engagements de l'ADEME à l'horizon 121

3.5. Une ambition insuffisante 122

3.6. La climatisation solaire 123

4. La réglementation thermique et l'habitat bioclimatique 124

4.1. le secteur résidentiel et la consommation d'énergie 124

4.2. Les caractéristiques du parc résidentiel actuel ou futur 128

4.3. L'impact de la réglementation sur les consommations d'énergie dans l'habitat 129

4.4. Les apports solaires thermiques passifs 131

4.5. L'architecture bioclimatique, la haute qualité environnementale et le développement durable 133

5. Le stockage d'énergie non électrique et en particulier d'énergie thermique 136

5.1. Les voies mineures de l'air comprimé et de l'énergie mécanique 137

5.2. Le stockage thermique et le transport à longue distance 137

6. La biomasse, un ensemble de perspectives prometteuses 138

6.1. Un ensemble considérable de possibilités différentes 139

6.2. L'intérêt multiple du biogaz 143

6.3. Le bois-énergie et les cultures énergétiques : possibilités, bilan et avenir 146

6.4. Les biocarburants : un potentiel à reconsidérer 148

Suite du rapport : chapitre III

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Chapitre II : Les énergies renouvelables : quelles priorités ?

Des choix à revoir dans l'importance donnée aux différentes filières françaises

Comme on l'a vu précédemment, l'attention, en matière d'énergies renouvelables, est aujourd'hui focalisée dans l'Union Européenne sur les filières permettant la production d'électricité.

Cette situation résulte de différents facteurs.

Nombreux sont les pays dont la production d'électricité recourt au charbon, au fuel ou au gaz, et qui souhaitent réduire leurs émissions de gaz à effet de serre pour se conformer à leurs engagements de Kyoto.

Par ailleurs, la première concrétisation du Livre blanc de la Commission européenne de 1997 consiste en la directive 2001/77/CE du 27 septembre 2001 relative à la production d'électricité à partir de sources d'énergie renouvelables.

Pour autant, l'utilité des énergies renouvelables ne se résume pas à la production d'électricité, bien au contraire. La production de chaleur directe ou indirecte figure parmi les applications où ces énergies sont les plus performantes.

Il convient en conséquence d'étudier en détail les différentes filières et d'évaluer leurs utilités respectives pour la France.

En faisant référence à la distinction fondamentale entre la production d'électricité et la production de chaleur, chacune des filières doit être évaluée au regard de sa contribution potentielle à la résolution des problèmes énergétiques du pays.

Une autre dimension doit aussi être prise en compte, celle de l'intérêt de ces filières comme activités nouvelles pour l'industrie française, en distinguant le marché intérieur et les marchés à l'exportation.

Les énergies renouvelables suscitent incontestablement en ce début du XXIème siècle de grands espoirs.

D'un usage immémorial mais reléguées au second plan depuis la première révolution industrielle, elles peuvent aujourd'hui apporter une contribution non négligeable à l'approvisionnement en énergie tout en étant compatible avec la raréfaction prévisible des ressources fossiles, avec la protection de l'environnement et avec la lutte contre le changement climatique.

Mais ceci ne peut se faire qu'à la condition que l'on ne se trompe pas sur leur point d'application privilégié.

Une analyse économique simplifiée comme celle exposée au chapitre précédent, montre que les cibles prioritaires de la politique énergétique française devraient être les transports et le résidentiel-tertiaire.

L'analyse technique des possibilités offertes par les énergies renouvelables, telle qu'elle est faite dans les développements qui suivent, indique pour sa part que celles-ci peuvent apporter une contribution importante à une amélioration de la situation de la France dans ces deux domaines.

La situation de la France est particulière dans le domaine de la production d'électricité avec la présence d'un parc électronucléaire qui a fourni 80 % de la consommation d'électricité du pays en 2000. Les partisans des énergies renouvelables ont longtemps affirmé que le poids du nucléaire empêchait tout développement de ces nouvelles technologies.

Une analyse technique simple confirme que le développement des énergies renouvelables pour la production d'électricité en France présente un intérêt certain pour développer une industrie et fournir des références à l'exportation mais que la contribution de ces énergies à la production d'électricité ne peut être que faible au plan global.

L'analyse technique confirme aussi que l'apport des énergies renouvelables considérées comme des sources de chaleur et de combustibles pour les transports peut être considérable, en revanche, pour rationaliser les consommations d'énergie dans les transports et le résidentiel-tertiaire.

I.- L'électricité renouvelable, un objectif moins important au plan national qu'au plan international

La production d'électricité est possible avec différentes sources d'énergies renouvelables. Les éoliennes ou aérogénérateurs représentent la voie la plus connue actuellement, depuis que de nouvelles générations de machines de grande taille ont essaimé dans toute l'Europe.

Le solaire photovoltaïque représente une deuxième possibilité, elle aussi en plein essor, avec l'installation de panneaux solaires dans de nombreux sites isolés, professionnels ou de loisirs.

Ces deux filières, éoliennes et solaire photovoltaïque, qui ne peuvent fournir une puissance garantie, voient par ailleurs leur développement lié peu ou prou à la progression des techniques de stockage de l'électricité.

Mais d'autres possibilités techniques moins connues existent également. La géothermie à haute température permet la production d'électricité, de même que la biomasse comme combustible pour des centrales thermiques. Enfin une autre filière connaît aujourd'hui un regain d'intérêt, celle du solaire thermodynamique qui permet la production d'électricité à partir de la chaleur du soleil une fois celle-ci concentrée.

Au final, ces différentes filières présentent toutes un intérêt certain dans certains types de situations.

S'agissant de la France, leur développement présente moins d'intérêt pour la production nationale d'électricité que pour développer une industrie nationale apte à fournir des marchés étrangers qui, eux, constituent des débouchés de taille pour ces technologies.

1. L'amélioration de la compétitivité de l'électricité éolienne

1.1. Les technologies éprouvées du petit éolien

La première catégorie de petites éoliennes est celle des machines de faible puissance pour l'équipement de villages.

Dans ce cas de figure, une éolienne est couplée à un système de stockage de l'électricité sur batteries qui alimentent un micro-réseau à partir d'un onduleur. Adapté aux zones ventées, un tel système est d'un coût plus faible que celui de panneaux solaires ou celui de générateurs diesel. La simplicité des technologies mises en _uvre permet l'installation dans des régions reculées bien ventées.

Des éoliennes d'une puissance de 25 kW sont ainsi proposées par la société française VERGNET, pour répondre aux besoins de villages comprenant de 40 à 100 foyers qui consomment chacun 1,5 kWh par jour en moyenne.

L'autre catégorie de petit éolien correspond aux machines de petit réseau, dont les puissances s'étagent de quelques kW à quelques centaines de kW.

Ces éoliennes, dont celles de la société VERGNET, d'une conception très différente du grand éolien tripale d'inspiration nordique sont bipales, et placées sur des mâts haubanés, avec des moyeux oscillants.

Ces machines sont, à puissance égale, deux fois plus légères que les éoliennes tripales du grand éolien et fonctionnent en mode aéroélastique. De fait, les nacelles sont placées au sommet de mâts haubanés d'un diamètre de 50 cm au plus contre 1,5 à 3 m pour les mâts au demeurant ancrés des éoliennes tripales. Il s'agit de matériels robustes, capables de résister à des températures très élevées ou très basses, à des vents violents ou à des vents de sable. Ces machines sont par ailleurs faciles à installer ou à replier en cas de cyclones sans recours à des moyens de levage, grâce à l'utilisation adéquate des haubans qui en assurent la stabilité.

Dans les régimes d'alizés les plus favorables, les machines ont une durée moyenne de fonctionnement de l'ordre de 6000 heures par an. A titre d'exemple, la durée de fonctionnement à pleine puissance, qui est bien sûr inférieure à la durée totale de marche, est de l'ordre de 3200 heures à la Désirade dans l'archipel de la Guadeloupe. La vitesse moyenne des alizés est de l'ordre de 6-7 m/s.

Les débouchés des éoliennes de petit réseau sont importants dans les îles. Le coût d'investissement est de l'ordre de 1700 euros par kW installé. Le coût de production de l'électricité est d'environ 70 cF / kWh.

Une autre version de l'éolien de proximité est celle des machines installées chez des particuliers, par des PME/PMI, par des exploitants agricoles, qui pourraient reverser le courant excédentaire au réseau basse tension.

1.2. La marche du grand éolien vers l'augmentation de puissance unitaire

Les éoliennes de grande puissance constituent la deuxième famille d'aérogénérateurs. C'est celle qui se développe le plus rapidement dans le monde.

On distingue deux grandes catégories d'éoliennes de puissance en fonction de leur mode de production du courant électrique.

La première catégorie d'éoliennes de puissance est celle des machines dont la génératrice tourne à une vitesse constante de manière à produire un courant dont la fréquence est celle du secteur, soit 50 Hz. La machine doit alors être dotée d'un multiplicateur analogue à un changement de vitesse qui permet l'adaptation de la fréquence de rotation des pales à celle de la génératrice. La plupart des éoliennes de conception danoise utilisent des multiplicateurs. Plus important, les éoliennes de ce type doivent être raccordées à un réseau électrique, qui non seulement évacue l'énergie produite mais fournit la puissance nécessaire au démarrage1.

Une autre technologie consiste à s'exempter d'un multiplicateur, à laisser le rotor tourner à une vitesse variable dépendant de la force du vent et à produire le courant à une fréquence quelconque. Le courant est ensuite redressé et ondulé en aval par une électronique de puissance. On trouve dans cette catégorie des machines à aimants permanents ou à aimants hybrides. Cette technologie est celle utilisée par Enercon en Allemagne, et par ABB et Jeumont en France. Ces machines peuvent être installées dans des sites isolés.

Pour faire face aux variations brutales de vent et pour arrêter l'éolienne lorsque la vitesse du vent dépasse la valeur limite, deux types de contrôle peuvent être utilisés. La première technologie est celle de freins aérodynamiques ou « tip brakes » situés en bout de pale ou d'autres systèmes aérodynamiques comme le « system stall » qui permettent un décrochage aérodynamique des pales. La deuxième technologie est celle du calage variable de pales orientables ou « system pitch ».

Les dimensions des éoliennes les plus vendues sont en constante augmentation (voir tableau ci-après).

Tableau 1 : Dimensions des éoliennes

date

constructeur

puissance

diamètre du rotor

dimension du mât

1999

Jeumont (J48)

750 kW

46 m

46 m

2000

Neg Micon

2 MW

72 m

70 m

2001

Nordex

2,5 MW

80 m

120 m

2002 (projet)

Enron

3 MW

90 m

100 m

2003-2004 (projet

ABB

3,5 MW

110 m

_ 150 m

Quelles sont les raisons de cette course à la puissance ?

La montée en puissance des éoliennes s'explique d'abord par la raison évidente qui est de limiter leur nombre et donc leur impact visuel.

Mais d'autres raisons sont d'ordre technique. Les performances d'une éolienne sont essentiellement fonction du couple et de la vitesse de rotation. L'augmentation de la taille de l'éolienne et donc celle de son rotor permet d'augmenter le couple. Mais une contrainte existe en terme de vitesse de rotation du rotor, qui doit être limitée de façon que la vitesse du bout des pales soit subsonique. Un arbitrage doit donc être fait entre ces deux paramètres.

En pratique, les éoliennes de forte puissance sont particulièrement adéquates pour les sites peu ventés. C'est pourquoi on trouve des éoliennes de forte puissance en Allemagne par exemple.

1.3. Le coût des grandes éoliennes et le prix de revient du courant produit

Le coût d'investissement d'une éolienne d'une puissance nominale de 1 MW est d'environ 1 million d'euros. Pour estimer le coût réel de l'investissement, il convient de considérer la puissance efficace qui est fonction du nombre d'heures de travail de l'éolienne en équivalent pleine puissance. On constate alors que le coût d'investissement réel avoisine les vingt mille francs par kW (voir tableau ci-après).

Tableau 2 : Coût d'investissement de l'éolien

(source : Jeumont Industrie, TotalFinaElf)

 

puissance

coût d'investissement

remarque

éolienne

1 MW puissance nominale

1 million euros

- puissance efficace : 300-400 kW

1 000 kW puissance efficace

3 millions euros

- équivalent d'heures de fonctionnement à pleine puissance : 3500 heures

1 kW efficace

19 680 F

 

éolienne offshore

1 kW efficace

(durée de fonctionnement : 4500 heures)

20 000 - 30 000 F

- surcoût de 30 à 50 %

- durée de fonctionnement à pleine puissance : 4000-4500 heures

nucléaire

1 kW efficace

12 000 francs

 

La structure des coûts d'une éolienne est indiquée au tableau suivant.

Tableau 3 : Structure des coûts d'investissement dans l'éolien

(source : Alstom)

Structure des coûts d'une éolienne

Structure des coûts de raccordement à un réseau préexistant

· génie civil : 10 %

· mât : 15 %

· rotor : 15 %

· nacelle, génie électromécanique : 60 %

· génie civil : 15 %

· infrastructures : 25 %

· poste de transformation : 35 %

· station relais : 25 %

Les constructeurs sont unanimes à regretter qu'aux différents coûts d'investissement mentionnés ci-dessus, s'ajoutent des coûts de gestion de projets qui peuvent atteindre 30 % du total, du fait des différentes difficultés administratives à surmonter.

Les coûts de production du kWh éolien sont très sensibles aux conditions de vent du site concerné (voir tableau ci-après).

Tableau 4 : Estimation des coûts de production du kWh éolien

(source : Jeumont Industrie)

vitesse moyenne du vent

coût de production

remarque

6 m/s

40 cF / kWh

vitesse moyenne du vent en Allemagne : 5-6 m/s

7-8 m/s

30-35 cF / kWh

conditions réunies dans les sites français des côtes de la Manche, de Bretagne et du Languedoc-Roussillon

Il est à noter que les économies d'échelle générées par l'augmentation de puissance sont en fait pratiquement limitées aux coûts de génie civil.

Certains constructeurs d'éoliennes doutent qu'il soit possible de faire passer le coût de production du kWh éolien en dessous de 25 cF / kWh.

Il est certain toutefois que la prise en compte des coûts externes de production des filières classiques comme les centrales thermiques à charbon serait de nature à améliorer la position relative de l'éolien. A cet égard, la fixation de la valeur de la tonne de carbone à 35 dollars semble être un niveau raisonnable, en l'absence d'un marché. Cette hypothèse conduit à conférer à la production éolienne un crédit carbone de 3,2 à 4,9 cF / kWh.

En tout état de cause, les coûts de production dont on peut disposer à l'heure actuelle en France n'intègrent pas les coûts de raccordement. Or les fermes éoliennes sont la plupart du temps situées en bord de mer ou sur des reliefs, c'est-à-dire dans des zones où le réseau électrique est soit inexistant soit de faible puissance.

La réalisation de fermes éoliennes devra donc s'accompagner d'extensions du réseau.

1.4. Les espoirs placés dans les fermes éoliennes offshore

L'offshore représente, pour beaucoup d'industriels de l'éolien, un véritable eldorado. De fait, grâce à des régimes de vents plus favorables et plus réguliers, la puissance efficace d'une éolienne offshore est plus importante que la même machine située à terre.

La résistance de ces machines aux tempêtes ne semble pas problématique aux yeux des constructeurs qui mettent en avant l'expérience acquise dans l'ingénierie des plates-formes pétrolières. En revanche, si la durée de vie d'une éolienne à terre est estimée à 15 ans, il est difficile, faute d'une expérience suffisante, de déterminer si les problèmes de corrosion et les difficultés de maintenance n'abrégeront pas cette durée de vie.

En tout état de cause, pour rentabiliser les coûts de raccordement au réseau par des lignes sous-marines ainsi que pour faciliter la maintenance, il sera nécessaire de construire des plates-formes offshore de grande puissance, allant sans doute jusqu'à 100 MW. Il s'agit donc là de projets pour lesquels on ne dispose à l'heure actuelle que d'une expérience réduite.

En France, TotalFinaElf étudie un projet de lancement d'une plate-forme d'éoliennes de 40 à 90 MW au total au large de Port-la-Nouvelle dans le Languedoc. D'autres projets sont en cours d'étude pour une ferme offshore de 70 MW au large du Cotentin, une autre de 40-55 MW dans le Finistère et enfin une autre de 100 MW en Belgique.

Une compagnie pétrolière comme TotalFinaElf qui a la maîtrise des travaux offshore dans le cadre de l'exploitation de ses gisements de pétrole et de gaz, est sans doute l'entreprise la mieux placée pour conduire de tels projets.

1.5. Des marchés étrangers en forte expansion

La croissance du marché mondial des éoliennes est très rapide. Les capacités installées ont augmenté de 22 % en 2000 et atteignaient 16 600 MW à la fin 2000.

D'ici à 2004, l'Allemagne devrait doubler sa capacité installée, l'Espagne la multiplier par quatre (voir tableau ci-après).

Tableau 5 : Prévisions de capacités éoliennes installées

(source : Alstom)

MW installés

capacités installées en 2000

(MW)

prévisions de capacité installée pour 2004 (MW)

Allemagne

5432

12 142

Espagne

2099

9912

Danemark

2016

3338

Italie

339

1477

Royaume Uni

405

1312

Pays-Bas

448

1208

Suède

221

1145

Norvège

35

963

Grèce

158

808

France

60

725

Turquie

35

579

Portugal

100

261

Les prévisions d'un grand industriel comme Alstom pour le marché français sont de 725 MW installés en 2004. Cet objectif semble ambitieux dans la mesure où la puissance installée à la fin 2000 était de 76 MW.

Par ailleurs, pour 2010, l'objectif du Gouvernement est d'atteindre 5000 MW. Dans ce cas la production d'électricité atteindrait 10 à 15 TWh, sur la base d'une durée de fonctionnement moyenne à pleine puissance de 2000 heures, avec des pointes à 3000 h pour certains sites.

Rappelons qu'à la même date, la consommation intérieure d'électricité devrait atteindre 550 TWh.

En définitive, en France, la multiplication par 65 du parc installé entre 2000 et 2010 devrait se traduire par une contribution de 2,1 % aux besoins de consommation.

Le développement du marché français est donc moins important pour la production nationale d'électricité que pour la mise en place d'un outil industriel et l'acquisition de savoir-faire.

2. L'intérêt et les limites de l'utilisation de la biomasse pour la production d'électricité

La valorisation énergétique de la biomasse est en France d'abord thermique avec le bois énergie. La consommation de bois-énergie est en France de 40 millions de m3 par an dont 25 millions de m3 d'origine forestière et 15 millions de m3 issus de sous-produits de l'industrie du bois et d'exploitations rurales. Cette consommation équivaut à 9 Mtep par an, soit 4% de la consommation nationale d'énergie (hors hydraulique).

La valorisation de la biomasse par la production d'électricité est d'une ampleur beaucoup plus faible. La cogénération papetière, les centrales à bagasse et le biogaz de décharge produisent annuellement 1,9 TWh, soit 0,16 Mtep2. L'incinération de la fraction organique des déchets génère 0,7 TWh. Au total, la valorisation électrique conduit donc à 2,6 TWh, soit 0,22 Mtep.

L'opportunité d'une augmentation du rôle de la biomasse dans la production d'électricité doit être donc examinée à l'aune de plusieurs critères : l'augmentation de la production pour couvrir les besoins de la consommation française sans augmentation des émissions de CO2, la substitution de la biomasse au charbon pour la production de pointe dans les centrales thermiques, le test de techniques utiles pour d'autres pays, notamment en développement.

On doit distinguer dans l'examen du problème deux cas très différents, d'une part celui des Départements d'outre-mer où l'utilisation de la bagasse est un grand succès, et, d'autre part, celui du bois dont l'utilisation dans des opérations de co-combustion pose davantage de problèmes.

2.1. Le cas de la bagasse dans les départements d'outre-mer

La centrale thermique du Moule (CTM) en Guadeloupe présente la caractéristique de substituer au charbon, son combustible principal, de la bagasse, résidu de la canne à sucre, qui lui est fourni par la sucrerie voisine Gardel pendant la saison de la canne à sucre de février à mai.

La centrale du Moule est la propriété à 44 % de SIDEC, du groupe Charbonnages de France et à 35 % d'EDF, l'autre actionnaire étant Air Liquide, soit directement, soit par l'intermédiaire de l'une des ses filiales. La centrale comprend deux chaudières de 32 MW chacune, représentant un investissement total de 700 millions F. Les technologies utilisées sont très proches de celles déjà en service à la Réunion, dans les centrales de Bois Rouge et du Gol du même groupe SIDEC.

La bagasse est la fibre de la canne obtenue après extraction du sucre, une tonne de canne produisant environ 320 kg de bagasse. Pendant la campagne sucrière, la bagasse est amenée par bandes transporteuses de la sucrerie à la centrale thermique, où elle est entreposée temporairement avant d'être brûlée dans l'une des deux chaudières. La bagasse n'est pas mélangée au charbon, sauf lors des phases de transition entre les deux types de combustibles. La centrale thermique fournit gratuitement à la sucrerie l'électricité et la vapeur nécessaires à son fonctionnement, en contrepartie de la libre mise à disposition de la bagasse.

En 2000, la production de CTM mise sur le réseau s'est élevée à 415 GWh, dont 75 GWh produits à partir de la bagasse. La centrale du Moule fournit ainsi le tiers de l'électricité consommée en Guadeloupe et 70 % de l'électricité produite à partir de sources d'énergies renouvelables. Le maximum de production de CTM est estimé à 475 GWh. Un contrat de 35 ans garantit à CTM le rachat du courant produit, à un tarif fixé en 1996 à 45 cF / kWh pour les premiers 380 GWh et à 25 cF / kWh au-delà.

En complément à l'utilisation de la bagasse, la centrale du Moule fonctionne principalement au charbon à basse teneur en soufre.

Mais l'utilisation de la bagasse, ressource gratuite pour CTM, est bien sûr économiquement rentable. Elle est également efficace sur le plan de la préservation de l'environnement.

En effet, l'utilisation de la bagasse comme combustible évite sa décomposition qui conduirait à la formation de méthane si elle était laissée à l'air libre. La combustion de la bagasse ne génère aucune émission de SOx et de NOx et conduit à la formation de cendres qui se révèlent être des bons engrais. La croissance de la canne à sucre compensant, par effet de photosynthèse, les émissions de CO2 de la centrale lorsqu'elle fonctionne à la bagasse, le recours à ce type particulier de biomasse s'avère donc totalement vertueux.

En définitive, face à ce bilan la seule question qui se pose pour CTM est celle de l'avenir de la production de canne à sucre en Guadeloupe.

S'agissant de la biomasse, la situation de la Guadeloupe est évidemment particulière avec l'existence de forts tonnages de bagasse issus de la canne à sucre. L'importance de la contribution de la biomasse à la production d'électricité provient d'une part des tonnages en jeu (430 000 tonnes de canne broyée en 2000) et d'autre part de la mise en _uvre d'une centrale thermique de forte capacité (deux groupes de 32 MW).

Toute la question est de savoir dans quelle mesure la bagasse pourrait être remplacée en métropole par d'autres cultures énergétiques.

2.2. L'utilisation du bois pour la production d'électricité

La consommation intérieure d'électricité s'est élevée à 450 TWh en 2000 et devrait atteindre 550 TWh en 2010 sur la base d'une croissance de 1 à 2 % par an.

Comment assurer l'augmentation de production indispensable si les efforts d'économies ne suffisent pas à enrayer la croissance de la consommation ?

Pour l'ADEME, la contribution de la bioélectricité serait en tout état de cause relativement faible. En 2001, la production d'électricité à partir de la biomasse devrait représenter 1,5 TWh. L'objectif de 3,5 TWh pour 2010 semble réaliste. Avec un effort d'investissement important notamment pour la méthanisation des ordures ménagères, il serait possible de produire 2,3 TWh supplémentaires, portant le total à 5,8 TWh. En ajoutant la production à partir de l'incinération de la part organique des déchets ménagers et éventuellement des farines animales, soit 1,6 TWh en 2010, le total serait de 7,4 TWh (voir tableau ci-après).

Tableau 6 : Prévisions de croissance de la bioélectricité en France d'ici à 2010

(source : ADEME)

 

2001

2010

observations

Biocombustibles (bois, paille)

1,5 TWh

3,5 TWh

· 3,5 TWh de biocombustibles correspondent à 11,8 Mtep

· le volume de bois correspond additionnel à mobiliser est de 6 millions m3

méthanisation

0,4 TWh

2,3 TWh

· 2,3 TWh de biogaz correspondent à 0,55 Mtep

Incinération

0,7 TWh

1,6 TWh

 

total

2,6 TWh

7,4 TWh

 

Mais ceci supposerait une politique très volontariste. Selon l'ADEME, la contribution de la bioélectricité, avec 7,4 TWh, serait donc largement insuffisante pour atteindre à elle seule les 35 TWh nécessaires.

On pourrait envisager l'utilisation de bois-énergie dans les centrales thermiques fonctionnant pour couvrir les consommations de pointe.

Dans cette hypothèse, on peut prévoir qu'EDF demanderait une compensation des surcharges de coût entraînées par l'utilisation de résidus forestiers.

Une autre voie serait sans aucun doute plus efficiente sur le plan énergétique : ce serait celle de la cogénération électricité-vapeur à partir de chaudières fonctionnant au bois-énergie. Une telle orientation consisterait en une approche décentralisée dont le critère essentiel de localisation serait la double exigence de besoins de vapeur et de ressources forestières abondantes et peu éloignées.

3. Le solaire photovoltaïque, un marché considérable à l'exportation

Le solaire photovoltaïque fait l'objet d'applications depuis le début des années 1960. Les cellules photovoltaïques sont passées des satellites où leur rapport poids / puissance fait merveille, à des produits grand public comme les montres ou les calculettes. Le solaire photovoltaïque a trouvé ses premières applications professionnelles terrestres dans l'alimentation de dispositifs sur sites isolés comme les bouées en mer ou les relais de télécommunications.

Dans ce dernier cas, malgré leur prix élevé, les cellules photovoltaïques offrent un service irremplaçable de fourniture de courant sans raccordement à un réseau et sans alimentation en combustibles fossiles. D'où le prolongement de ce type d'utilisation pour l'électrification rurale en tant que moyen de production décentralisée d'électricité, lorsqu'il n'y a pas de réseau de transport de l'électricité ou qu'un raccordement à un réseau existant représenterait une dépense supérieure.

Tableau 7 : Les principales applications du photovoltaïque

(source : CEA)

type d'application

remarque

rentabilité

satellites

· dès les années 1960

· intérêt majeur : rapport puissance / poids

compétitivité assurée (coût des investissements compris) pour des consommations faibles

produits grand public

· montres, calculettes

· intérêt majeur : prix unitaire bas

applications professionnelles

· premiers marchés réels terrestres : bouées, relais télécom en sites isolés

· intérêt majeur : prix / puissance par rapport à l'investissement évité (coût de réseau)

électrification rurale

· intérêt : prix / service rendu

production décentralisée d'électricité

· couplage réseau possible avec boîtier électronique de conversion en 230 V 50 Hz

applications non rentables

photovoltaïque intégré à l'habitat

· difficulté d'intégration dans les bâtiments

3.1. L'évolution lente du silicium vers des rendements accrus

Une filière technologique domine le solaire photovoltaïque : celle du silicium cristallin, qui représente 80 % du marché et est utilisée pour les applications professionnelles. Le silicium amorphe représente la plus grande part du complément à 100, le silicium sur ruban et les couches minces n'étant qu'en démarrage.

Au début des années 1980, l'idée dominante était que la technologie de la couche mince allait ravir la première place au silicium. Il n'en a rien été. Les couches minces cadmium-tellure CdTe ou CIS sont seulement des technologies potentielles, leur niveau de production mondial ne dépassant pas à ce jour quelques MW.

Le silicium, pour sa part, a progressé, atteignant, pour le silicium monocristallin des rendements de 26 % en laboratoire et de 14 % à 18 % en industriel, avec la perspective non irréaliste d'atteindre 17 % dans ce dernier cas en 2010.

Tableau 8 : Rendements des principaux substrats du photovoltaïque

(source : CEA)

 

panneau de laboratoire

(1 à 100 cm2)

petite série

industriel

(panneau de plusieurs m2)

silicium cristallin

26 %

22 %

13-16 %

silicium amorphe

12-14 %

8-10 %

7-8 %

CdTe

16 %

10 %

7 %

CIGS

15-18 %

10 %

8 %

On notera que les rendements de conversion sont relativement faibles. Ils sont toutefois en croissance régulière, en particulier pour les productions de laboratoires où de nombreuses filières dépassent les 15 % et où certaines sont dans la gamme 20-30 %.

Au demeurant, la R&D doit non seulement se pencher sur les cellules photovoltaïques mais aussi sur les technologies de stockage de l'électricité, de manière à améliorer la durée de vie des batteries et leur efficacité. De même, il convient d'améliorer les techniques de gestion et de conversion de l'énergie3.

3.2. Des coûts de production du kWh élevés pour le raccordé mais intéressants pour le non raccordé

Pour simplifier, le coût du kWh photovoltaïque est de l'ordre de 3 F / kWh pour une application raccordée au réseau et 10 F / kWh pour une installation isolée.

Pour les installations raccordées, le coût d'investissement est de 60 000 F / kWc sans subvention, et peut être ramené à 15 000 F / kWc avec une subvention.

Si l'on prend le cas d'une installation raccordée produisant 2000 kWh / an, ce qui correspond aux Départements d'outre-mer, le temps de retour sur investissement atteint 24 ans avec un tarif de rachat de 50 cF / kWh et 12 ans avec un tarif de rachat de 1 F / kWh.

Tableau 9 : Évaluation de la capacité de production du photovoltaïque

(source : CEA)

puissance plein soleil

1000 W / m2

rendement moyen d'une cellule photoélectrique

10 %

durée journalière pleine puissance

4-5 h par jour

moyenne annuelle pleine puissance

1000-1500 h / an

production journalière

400-500 Wh / jour

Les panneaux solaires proprement dits sont d'un coût élevé à l'achat et représentent environ les deux tiers de l'investissement. Sur 20 ans, leur part dans les coûts complets représente seulement le tiers du total. La fonction de stockage de l'électricité produite, assurée par les batteries, soit 14-15 % de l'investissement, s'élève à 48 % du total des coûts sur 20 ans4.

Tableau 10 : Structure de coût d'un petit système photovoltaïque autonome

(source : CEA)

 

investissement

coûts complets sur 20 ans

module photovoltaïque

67 %

33 %

batteries

14 %

48 %

régulation

5 %

5 %

autres

14 %

14 %

total

100 %

100 %

Au demeurant une installation photovoltaïque est modulaire. L'effet d'échelle joue donc très peu. Dès lors une installation de 100 kW coûtera quasiment 100 fois le prix d'une installation de 1 kW.

En revanche, en ce qui concerne la fabrication des modules, l'effet de volume se traduit progressivement par une diminution des coûts, qui résulte de volumes de matières premières mises en _uvre plus importants, de l'apprentissage des procédés de fabrication et des actions de recherche et développement visant la diminution des quantités de matière première utilisée et l'amélioration de l'efficacité de la production, par exemple.

Tableau 11 : Évolution du coût des panneaux photovoltaïques

(source : CEA)

période

coûts

années 1980

80-100 F / Watt crête

années 1990

40 F / Watt crête

2000

22 F / Watt crête (US $ 3)

L'importance des batteries dans le coût final d'une installation est grande. En effet, le coût du kWh d'un système non raccordé est de 3 F/kWh, contre 10 F/kWh pour un système isolé, la différence de 7 F provenant du système de stockage.

Les utilisateurs sont souvent tentés de faire des économies à court terme en optant pour la gamme moins coûteuse des batteries de démarrage, hors d'usage au bout d'un an à deux ans dans ce type d'utilisation, au lieu de choisir des batteries tubulaires, trois fois plus chères mais plus appropriées car d'une durée de vie de 10 ans. Nombre de déceptions vis-à-vis des systèmes photovoltaïques proviennent de choix erronés des batteries et non pas des panneaux solaires proprement dits.

3.3. L'importance du photovoltaïque pour les pays en développement et la nécessité d'un marché intérieur comme base de départ

Le solaire photovoltaïque est bien adapté aux faibles besoins, correspondant en réalité à des besoins de survie dans les Pays les moins avancés (PMA)5. Ces besoins de survie correspondent à environ 50 W par jour et par habitant, ce qui comprend un peu d'éclairage, une radiocassette, parfois la télévision noir et blanc et des besoins collectifs d'eau potable, assurés par une pompe de quelques kW, du froid sanitaire pour la conservation des médicaments et des vaccins, une liaison en télécommunication, de l'éclairage et la ventilation de l'école.

Dans quelle mesure ces besoins sont-ils solvables ? En réalité, y compris dans les pays les moins avancés, il existe un marché de 50 à 100 F par mois et par famille, correspondant à l'achat de bougies, de piles ou de pétrole.

Ce qui importe, c'est de trouver des systèmes de financement - le pré-paiement ou le leasing avec un opérateur centralisé - adaptés au pouvoir d'achat local, de même que le service rendu. L'expérience montre qu'un programme photovoltaïque est un succès si, bien géré, il dure de 4 à 5 ans et si les utilisateurs sont prêts à payer pour le renouvellement du matériel.

A condition que l'analyse soit suffisamment fine et prenne en compte la totalité des paramètres de décision, on peut démontrer que le solaire photovoltaïque constitue une solution valable pour la production décentralisée d'électricité.

En tout état de cause, les coûts du kWh produit avec un groupe électrogène doivent inclure l'amortissement de l'investissement, le coût du fuel lourd ou du gazole utilisé comme carburants, ainsi que le coût du carburant utilisé dans le transport pour apporter ces derniers sur le site.

Les groupes électrogènes concurrents du photovoltaïque, qui ont une puissance allant de 30 à 50 voire à 100 kW, ont des rendements faibles. En outre, les groupes doivent être surdimensionnés pour pouvoir démarrer le réseau.

L'expérience montre que le coût de production de l'électricité avec un groupe électrogène est compris entre 2 F / kWh et 10 F / kWh. On comprend donc que les petits groupes électrogènes soient en concurrence réelle avec le solaire photovoltaïque.

Tableau 12 : Bases de comparaison pour le kWh solaire

(source : CEA)

raccordement réseau

intervalle de coûts de production pour l'électricité fournie au réseau :

20 cF - 2 F / kWh

coût du solaire : 3 - 5 F / kWh

production décentralisée

petit groupe électrogène (30-100 kW) :

2 - 20 F / kWh

coût du solaire : 5-10 F / kWh

Sur un plan général, « il existe une complémentarité entre le GigaWatt et le Watt » selon l'expression de M. Patrick JOURDE6.

Les plus pauvres de la planète paient l'énergie la plus archaïque, la plus polluante et la plus chère, les piles chimiques délivrant une énergie au coût de 2500 F/kWh. Le photovoltaïque apporte un service 50 fois supérieur pour un prix final 4 fois moins élevé.

En tout état de cause, il n'est pas toujours pertinent de comparer les coûts du kWh photovoltaïque avec le coût du kWh réseau, dans la mesure où les usages sont très différents. Sur le seul plan de l'analyse économique, le coût du kWh réseau intègre les coûts de production et de distribution. Les coûts du kWh photovoltaïque intègrent trois fonctions : la production, le stockage et l'utilisation.

Le coût du service rendu est donc un meilleur indicateur.

La cible prioritaire pour le photovoltaïque en site isolé est donc celle des pays en développement, compte tenu de l'ampleur et de l'urgence des besoins.

Dans les pays développés, le photovoltaïque en site raccordé ne paraît pas susceptible de conduire à une contribution significative à l'indépendance énergétique.

En effet, un parc installé de 50 MW en France, sous la forme de sites isolés et de sites raccordés, aurait une production de 50 GWh, ce qui représente une contribution négligeable de 0,1 % de la consommation totale et ne permet pas en tout état de cause de répondre aux besoins de puissance.

Comme pour l'éolien, le soutien à ce secteur se justifie essentiellement par le soutien au développement d'un secteur industriel important pour l'exportation.

4. Les progrès à faire sur les technologies clés du stockage de l'électricité

Le problème du stockage de l'énergie est essentiel pour de nombreux usages décentralisés de l'électricité, en particulier lorsque la production est intermittente.

Il s'agit d'une question transversale qui apparaît essentielle à de nombreux experts.

Les systèmes électrochimiques, plomb, lithium métal hydrures, lithium ion, sont encore sans concurrence, pour les années à venir. Leurs limites communes sont d'avoir des énergies pratiques de l'ordre de 1/4 à 1/5 des énergies théoriques correspondant aux matières actives prises isolément, du fait de l'intervention de dispositifs intermédiaires comme les bornes et les électrolytes. Mais une baisse des coûts rapide semble possible pour les systèmes au lithium les plus performants. Pour les énergies renouvelables, les batteries au plomb semblent encore sans rivales.

4.1. Les batteries au plomb

Les batteries au plomb présentent des performances techniques et économiques inégalées dès lors que les paramètres du poids et du volume sont peu importants et que la fiabilité est un paramètre vital. L'énergie stockée est en effet de 30 Wh/kg et le prix de l'ordre de 500 F/kWh. Les batteries à plaques conviennent lorsque la priorité est la puissance au démarrage. Les batteries tubulaires présentent quant à elles l'avantage d'avoir une durée de vie supérieure. Ces dernières sont utilisées pour les installations isolées de solaire photovoltaïque.

Des améliorations de performances des batteries au plomb sont possibles, notamment grâce à une meilleure connaissance des mécanismes de dégradation des électrodes dans le but d'améliorer leur durée de vie et grâce à la mise au point de systèmes de gestion de la charge et de la décharge.

4.2. Les batteries Ni-Cd

Les batteries Ni-Cd sont plus coûteuses que leurs homologues au plomb, avec un rapport qualité-prix qui n'est toutefois pas excellent. La Commission européenne a cherché un temps leur bannissement pour des raisons de protection de l'environnement mais ce projet a été abandonné à la mi-2001 en faveur d'une restriction probable à l'avenir de leurs possibilités d'utilisation.

En raison d'une très bonne robustesse, elles sont utilisées comme systèmes de sécurité, dans une proportion de 10 % du total, contre 90 % pour les batteries au plomb. Le nombre de cycles opérés par les batteries Ni-Cd n'est pas réduit, à condition toutefois que des précautions d'utilisation soient prises. On trouve des batteries Ni-Cd dans les satellites en orbite basse, dont la durée de vie n'excède pas 5 années. En tout état de cause, les batteries Ni-Cd n'ont pas d'intérêt pour les applications des énergies renouvelables, sauf pour les climats rigoureux où leur tenue au froid peut constituer un avantage.

4.3. Les systèmes Ni-Métal hydrures

Les accumulateurs nickel - métal hydrures ont une forte densité énergétique, supérieure à celle des batteries au plomb et au nickel - cadmium, ce qui leur ouvre le champ des applications portables.

Leur prix est trop élevé pour les applications des énergies renouvelables. Leur usage est donc réservé à des équipements très onéreux, où la fiabilité et la durée de vie sont des paramètres fondamentaux.

C'est pourquoi on trouve des systèmes Ni-Métal hydrures dans les satellites en orbite haute, ces systèmes étant toutefois concurrencés par les batteries lithium-ion.

4.4. Les batteries au lithium

Les accumulateurs au lithium présentent l'avantage d'avoir une densité d'énergie 5 fois plus importante que ceux au plomb, avec une densité de 150 Wh / kg. Le lithium possède un autre avantage, celui d'avoir une masse volumique très faible, les piles au lithium étant en conséquence légères.

Le coût en est toutefois 20 fois plus élevé (10 000 F / kWh).

Toutefois, les baisses de prix devraient être rapides, le coût de 0,6 euros / Wh étant envisageable du fait de l'entrée en production d'usines chinoises. Le coût de la matière dite négative, qui comprend du carbone, devrait baisser rapidement de 150 F/kg à 60-70 F/kg. La matière dite positive comprend du cobalt, métal stratégique dont le prix est variable, devrait passer de 380 F/kg à 200 F/kg, avec un recyclage dans les aciers.

Il faut par ailleurs signaler un nouveau concept d'accumulateur au lithium, l'accumulateur lithium métal polymère mise au point au Québec, sur la base de travaux de recherche réalisés par HydroQuébec. Dans cet accumulateur, l'électrolyte, qui est solide, se présente sous la forme de plusieurs feuilles minces de polymères.

Le tableau ci-après, qui résume et précise dans certains cas les considérations précédentes, compare les performances des différents types de batteries.

Tableau 13 : Principales caractéristiques des technologies des batteries

 

densité énergétique

coût

nb de cycles à 100 % de profondeur 7

remarque

Plomb

30 Wh/kg

500 F / kWh installé

- 200 cycles statiques

- 1000 cycles en traction

- baisses de prix limitées

- progrès à attendre sur la durée de vie des électrodes

- améliorations possibles de la gestion des cycles

Ni-Cd

   

- 3000 cycles théoriques avec effet mémoire important qui doit être contrecarré

- 400 cycles pour les petits systèmes

- domaine d'application probablement limité à l'avenir

Ni-Hydrures métalliques

   

performances voisines de celles du Ni-Cd

 

Lithium ion

150 Wh/kg

10 000 F / kWh

- 1000 cycles pour les systèmes à forte capacité

- 150-500 pour les petits systèmes

baisse rapide du prix du lithium

4.5. Les accumulateurs sous pression

Les systèmes aluminium-air et zinc-air sont des systèmes mécaniquement ou électriquement rechargeables, auxquels on apporte du combustible et dont on change les électrodes8. Ces systèmes ont fait l'objet de travaux de recherche importants à la fin des années 1985-1990, notamment au Royaume Uni.

Les recherches ont repris aujourd'hui aux États-Unis, en raison de l'abondance de l'aluminium et de la possibilité de récupérer les matières. Les limites de ces systèmes sont d'une part une puissance trop faible et d'autre part une durée de vie insuffisante.

4.6. La pile à combustible

La question de l'hydrogène apparaît de deux façons, à propos des énergies renouvelables, soit que l'on utilise l'hydrogène comme moyen de stockage de l'électricité, soit que l'on considère la pile à combustible comme faisant partie du groupe des énergies renouvelables.

Le stockage de l'électricité produite par une source d'énergie renouvelable comme une éolienne ou des panneaux photovoltaïques pourrait en théorie être assuré par l'électrolyse de l'eau qui donne lieu à la formation d'hydrogène et d'oxygène, ces deux gaz pouvant être stockés en tant que de besoin. Une pile à combustible alimentée par ces gaz permettrait ensuite de restituer le courant à la demande.

La mise en _uvre de ce schéma séduisant se heurte toutefois à des difficultés techniques et des obstacles économiques qui peuvent faire douter de sa viabilité.

En effet, à partir d'1 kWh sorti de l'éolienne, l'électrolyseur, situé en pied d'éolienne ou non, produit 0,5 kWh d'hydrogène, le rendement étant de 50 %. Le rendement électrogène de la pile à combustible est pour sa part de 40 %. On aboutit donc à un rendement global de 20 %. Sans prise en compte d'aucune charge d'investissement considérable ou de maintenance, le coût du kWh final apparaît 5 fois supérieur au coût du kWh initial. Le recours à une batterie dont les pertes ne dépassent pas 20 à 30 %, est donc, en l'état actuel des choses, préférable.

Compte tenu de l'importance probable de la chaîne de l'hydrogène à l'avenir, la direction de la recherche et du développement d'EDF conduit des travaux sur la mise au point d'une telle chaîne de stockage et de restitution. Des recherches sont également menées par HydroQuébec.

L'objectif central dans ces cas est l'amélioration du rendement de l'électrolyse pour des équipements de faible puissance ou au contraire pour des procédés à l'échelle industrielle utilisant le courant électrique produit par des centrales hydroélectriques ou électronucléaires.

5. La géothermie haute température pour la production d'électricité

La géothermie haute température permet la production directe d'électricité grâce à l'utilisation dans des turbines de la vapeur d'eau extraite de roches chaudes. Des réalisations exemplaires existent d'ores et déjà dont les principes pourraient être exportés. Mais, pour un véritable développement, la géothermie haute température exigerait des efforts de R & D visant à faire baisser les coûts d'exploration et de forage, efforts qui ne sont pas conduits à un niveau suffisant pour le moment.

5.1. Une réalisation très concluante aux plans technique et économique à Bouillante en Guadeloupe

Les petites Antilles sont des îles volcaniques à l'aplomb d'une zone de subduction, où la plaque tectonique atlantique passe sous la plaque tectonique caraïbe. Le volcanisme y est toujours actif, ce qui fait de plusieurs de ces îles, dont la Guadeloupe, des lieux propices à l'exploitation des ressources géothermiques.

Les années 1970-1975 ont vu le BRGM et EDF conduire un effort important de prospection de sites qualifiables pour la géothermie. Une recherche préalable a conduit à sélectionner les localités dont les noms font référence à des sources d'eau chaude ou de vapeur. Le site guadeloupéen de Bouillante, appelé autrefois Fontaines Bouillantes, sur la côte ouest de la Basse Terre, a fait alors l'objet de quatre forages, B01 à B04. B02 qui se révéla productif constitue le forage d'exploitation actuel. Le forage B04 a été stimulé en 1999 et complétera la production de B02 pour faire passer la puissance nominale de la centrale de 3,5 MW actuellement à 5 MW.

Il s'agit d'un site de géothermie à haute température où des infiltrations d'eau de pluie et d'eau de mer se produisent par des fissures rocheuses. L'eau d'infiltration se réchauffe à grande profondeur sur des roches fracturées du volcan et remonte vers la surface à travers des failles.

Le puits d'exploitation qui est relativement peu profond - environ 300 mètres -, délivre en surface un mélange eau-vapeur à près de 200 °C, avec un débit de 115 tonnes par heure. La vapeur séparée en deux temps entraîne une turbine couplée à un alternateur. Les difficultés initiales de fonctionnement sont aujourd'hui résolues, lui permettant d'atteindre une disponibilité de 98 %9.

Le coût de production de l'électricité est à Bouillante inférieur à 20 cF / kWh, dans une configuration toutefois particulière puisque la centrale construite par EDF a ensuite été rachetée par le BRGM pour 1 F symbolique et que le coût de 20 cF / kWh ne comprend pas l'amortissement des installations.

Le prix de rachat par EDF de l'électricité produite à Bouillante est à l'heure actuelle de 53 cF / kWh.

Des points de comparaison de coûts existent aux États-Unis. Les statistiques américaines font état de coût de production de 3-5 c$ / kWh, amortissement compris, ce qui confirme l'intérêt exceptionnel de la géothermie haute température pour la production d'électricité.

Les données économiques sur Bouillante II sont les suivantes :

- investissement de 150 millions F comprenant les forages, la construction de la centrale, l'amenée de vapeur d'eau à 500 m, le refroidissement du fluide en terminal

- puissance de 12 MW

- coût d'investissement de 11 000 F / kWe.

Des gains de procédés ont d'ores et déjà été obtenus. D'autres pourraient l'être, notamment en mettant en place un cycle combiné.

Pour autant, la géothermie possède également des marges de croissance très importantes.

Les nouveaux puits réalisés à proximité du premier site dit Bouillante I devraient apporter dès décembre 2002 une puissance additionnelle de 11 MW10. Cet investissement dit de Bouillante II s'élève à 150 millions de francs, financé sur fonds propres et emprunt, l'État ayant seulement apporté sa garantie à l'emprunt.

Par ailleurs, les prévisions sur l'énergie mobilisable à quelques kilomètres au nord de Bouillante, à la Pointe à Lézard, font état de 30 à 40 MW exploitables.

Cette zone fait partie du Parc national mais un programme d'intérêt général (PIG) devrait permettre de réaliser le projet, moyennant des précautions redoublées au niveau des constructions et des emprises au sol.

5.2. Des technologies à exporter

Le potentiel géothermique des îles voisines de la Guadeloupe est considérable. Le Gouvernement de Sainte Lucie a d'ores et déjà décidé de faire appel aux compétences de la société Géothermie Bouillante pour l'étude détaillée d'un projet d'équipement.

Par ailleurs, le potentiel géothermique de l'île voisine de la Dominique est évalué à 50 MW, au minimum, et peut-être à 100 MW, ce qui constituerait, en cas d'interconnexion, une ressource d'exportation très importante en valeur relative pour cette île où la puissance appelée ne dépasse pas 13 MW.

C'est d'ailleurs pour être à même de présenter un projet exportable dans d'autres îles que l'extension de puissance de Bouillante II a été limitée à 10 MW et conçue sous la forme d'une usine très compacte.

Ce type de centrale géothermique pour la production d'électricité devrait pouvoir être dupliqué dans tout l'arc des Caraïbes et trouver également des applications aux Philippines, en Indonésie et en Amérique centrale. Le BRGM entend ainsi non seulement apporter une contribution à l'économie des DOM mais aussi forger un savoir-faire exportable sur les marchés internationaux.

La Guadeloupe peut devenir un centre d'expertise et d'exportation pour les technologies des énergies renouvelables dans la zone des Caraïbes.

6. Le solaire thermodynamique, de nouveau à l'ordre du jour pour les pays du Sud

6.1. La vogue soudaine et l'abandon prématuré du solaire thermodynamique en France

Le CNRS s'est impliqué dans la R & D sur la concentration solaire dès le début des années 1970. Une étude prospective sur le solaire avait conclu dès 1974 qu'une innovation majeure dans le domaine du photovoltaïque était peu probable et qu'il convenait en conséquence d'explorer d'autres voies. Ce diagnostic s'est vérifié.

En tout état de cause, la chaleur est non seulement utilisable dans la production d'électricité mais également dans de nombreux process industriels, ainsi que dans la désalinisation et la réfrigération.

Dans ces conditions, les techniques de concentration revêtaient une importance majeure, de même que les techniques permettant de suivre le soleil.

L'on n'a malheureusement retenu des recherches conduites dans ce domaine que l'échec économique de la centrale solaire Thémis principalement dû à un ensoleillement insuffisant, alors que de nombreux succès techniques ont été remportés grâce à cette installation. En réalité, la centrale Thémis a été réalisée d'une manière précipitée. S'il n'est pas critiquable, au contraire, que la décision de la construire ait été prise rapidement, en revanche les solutions technologiques qui ont été retenues n'ont pas été assez approfondies.

En tout état de cause, le solaire thermique ne saurait être abandonné, bien au contraire.

6.2. Les nouvelles technologies du solaire thermodynamique, proches de la compétitivité

Trois technologies sont aujourd'hui disponibles pour produire de l'électricité directement à partir de l'énergie solaire thermique : les paraboles solaires Dish-Sterling, les centrales cylindro-paraboliques et les centrales à tour (voir tableau ci-après)11.

Ces technologies, qui souffrent en France d'un discrédit certain suite à l'échec économique de la centrale Thémis, font l'objet de développements dans de nombreux autres pays.

Leur rentabilité économique est en effet prouvée ou proche, ce qui leur ouvre des perspectives importantes dans les nombreux pays du pourtour méditerranéen, d'Afrique ou d'Amérique latine, qui bénéficient d'un ensoleillement important en ciel clair.

Tableau 14 : Caractéristiques principales des technologies de l'électricité solaire thermique

(Source : Édouard FABRE, CNRS)

 

paraboles solaires

centrales solaires

cylindro-parabolique

centrales solaires

à tour

description

· miroir parabolique

· diamètre : 10 m

· concentration du rayonnement sur un moteur Stirling à combustion externe (le gaz moteur fait un cycle fermé)

· auges paraboliques (rayon de courbure : 2-2,5m ; longueur 20 m)

· rayonnement concentré sur un tube comprenant un fluide caloporteur porté à 300-400 °C

· le fluide actionne une turbine à vapeur

· concentrateur à tour avec collecteur

· héliostats renvoyant le rayonnement sur le concentrateur

· réchauffement d'un fluide (sel fondu, air ou sodium)

· turbine à vapeur

puissance

1-50 kWe

1-80 MWe

10-100 MWe

domaine d'application

solutions distribuées

production centralisée d'électricité

production centralisée d'électricité

6.2.1. Les paraboles solaires Dish-Sterling

Dans le système de parabole solaire Dish-Sterling, les rayonnements solaires sont focalisés grâce à une parabole réfléchissante sur un élément comprenant le receveur et le moteur. Le receveur est en général du sodium porté à 700-800 °C qui constitue la source chaude du moteur à combustion externe Sterling, celui-ci fonctionnant en cycle fermé avec de l'hélium ou de l'hydrogène comme gaz moteur.

Figure 1 : Parabole solaire Dish-Sterling à moteur thermique de puissance 1 à 50 kWe

(source : Édouard FABRE, CNRS)

graphique

Une variante existe où le moteur Sterling à cycle ouvert est remplacé par un cycle ouvert Brayton, dont le fluide est l'air.

Le facteur de concentration d'une parabole solaire Dish-Sterling est d'environ 1000. Le rendement énergie solaire · énergie électrique est de 20 à 30 %, ce qui veut dire qu'une énergie solaire de 1 kW donne lieu à 200-300 We.

Une condition de fonctionnement du système Dish-Sterling est que le collecteur suive le soleil, ce qui ne pose pas de difficulté particulière. La puissance est de 1 à 30 kWe. Une hybridation est possible avec du gaz naturel pour étendre la période de fonctionnement quotidienne.

La technologie de ce système est assez développée, les problèmes de tenue du récepteur thermique et de corrosion étant presque totalement résolus.

Les modèles les plus importants, dans l'état actuel de la technique, présentent une surface de 400 m2, pour une puissance de 40 kW. Des champs de 40 paraboles solaires atteignant au total une puissance de 1 MW sont à l'étude en Australie, aux États-Unis et en Espagne.

Cette technologie se caractérise par un coût d'investissement relativement élevé (voir tableau ci-après).

Tableau 15 : Données économiques relatives aux paraboles solaires Dish-Sterling

(Source : Édouard FABRE, CNRS)

 

États-Unis

Europe (consortium EuroDish)

remarques

coût d'investissement

7000-8000 $ / kWe

5500 euros / kWe

· l'objectif d'EuroDish est de diminuer le coût à 2500 euros / kWe

coût d'exploitation

nc

nc

· pas de données disponibles sur le coût du kWh

6.2.2. Les centrales solaires cylindro-paraboliques

Les centrales solaires cylindro-paraboliques sont constituées d'un ensemble de concentrateurs cylindro-paraboliques de 4-5 mètres de diamètre et de 20 mètres de longueur. Chaque concentrateur est parcouru dans le sens de la longueur par un tube en verre sous vide comprenant en son centre un tube en métal recouvert d'une peinture absorbante, où circule le fluide caloporteur, en général une huile de synthèse. Le fluide caloporteur sert à générer de la vapeur, qui, elle-même, actionne une turbine.

Figure 2 : Élément d'une centrale solaire cylindro-parabolique de 1 à 80 MWe

(source : Édouard FABRE, CNRS)

graphique

La configuration type d'une telle centrale comprend plusieurs dizaines de concentrateurs sur une superficie très étendue, par exemple 1 mile2 pour une puissance de 1 à 80 MWe.

Le facteur de concentration de chaque dispositif est de 30 à 100. La température du fluide est de 350 à 470 °C. Le rendement énergie solaire · énergie électrique est de 10 à 14 %.

Une des limitations principales de cette technologie est que les collecteurs sont fixes et ne peuvent suivre le soleil en inclinaison, ce qui réduit le rendement en hiver.

Cette technologie est d'ores et déjà diffusée sur un plan commercial. L'ensemble des unités implantées aux États-Unis, principalement en Californie, devraient avoir une puissance de 350 MWe. De nombreux projets de 5 à 100 MWe sont en développement, aux États-Unis, en Espagne, en Italie, en Australie et dans quelques pays en développement.

L'un des axes de perfectionnement de cette technologie est la mise au point du stockage thermique, valide pendant des durées de 5 à 6 heures. Les matériaux utilisés sont la roche, le béton ou les sels fondus (NaNO3 + KHO3). Les coûts de ces techniques de stockage de la chaleur sont encore élevés : 20 - 40 $ / kWhth.

L'hybridation de ce type de centrale avec d'autres technologies de réchauffement du fluide caloporteur par du gaz naturel est évidemment possible et envisagée dans plusieurs projets.

Un projet récent en coopération entre l'Allemagne et l'Espagne a pour but le remplacement du fluide caloporteur par de la vapeur d'eau portée à 400 °C sous 30-100 bars. En atteignant 500 ° C, le rendement atteindrait 20 % pour des installations de 50-100 MW.

Le coût des concentrateurs représente près de 60 % du coût d'une centrale solaire cylindro-parabolique, le stockage comptant pour 10 à 15 %.

Tableau 16 : Données économiques relatives aux centrales solaires cylindro-paraboliques (Source : Édouard FABRE, CNRS)

 

États-Unis

Europe (consortium EuroDish)

remarques

coût d'investissement

2500-3500 $ / kWe

5000 euros / kWe

· l'objectif d'EuroDish est de réduire le coût à 2500-3000 euros / kWe (200 euros / m2 de collecteur)

coût d'exploitation

12-14 c$ / kWh

(90 cF / kWh)

   

Le surcoût d'investissement du solaire cylindro-parabolique par rapport à l'éolien est au total d'un facteur 2.

Les États-Unis sont incontestablement en avance par rapport à l'Europe, du fait de l'existence de réalisations industrielles et d'une commercialisation aidée par des subventions. Une puissance d'environ 350 MWe est raccordée au réseau aux États-Unis.

Toutefois le projet européen LUCASOL, mené conjointement par l'Allemagne, l'Espagne, le Royaume Uni, la Suisse et Israël, devrait permettre de réduire en partie ce retard. Il s'agit de construire une centrale solaire cylindro-parabolique de 50 MWe et 374 000 m² de capteurs, à Almeria, pour un investissement de 130 millions d'euros.

6.2.3. Les centrales à tour solaire

Les centrales thermiques solaires à tour sont constituées d'un champ de miroirs orientables réfléchissant tout le rayonnement solaire sur une tour12. Le facteur de concentration est de 700 à 1000.

La tour comprend un collecteur thermique dans lequel circule le fluide caloporteur, constitué par des sels fondus13 à 560 °C ou par un gaz à 800 °C14, selon les concepteurs. Dans le cas de l'utilisation des sels fondus, le fluide caloporteur peut être stocké dans des réservoirs intermédiaires, avant de produire la vapeur actionnant une turbine, ce qui permet d'envisager une production 24h/24.

Figure 3 : Centrale solaire à tour de 10 à 100 MWe

(source : Édouard FABRE, CNRS)

graphique

Cette technologie, qui est encore en développement, se traduit par un rendement de 10 à 15 %, l'objectif étant de parvenir à 20-22 %.

Une centrale de ce type, de 10 MWe, intitulée Solar II, a fonctionné pendant quelques milliers d'heures à Barstow en Californie du sud. Le principal problème rencontré par ce type de centrales est la corrosion résultant de l'utilisation de sels fondus, un problème qui semble toutefois en voie de solution. Les champs d'héliostats, afin d'éviter les ombrages respectifs, doivent être assez étendus, en tout cas davantage que pour les dispositifs cylindro-paraboliques. Par ailleurs, des dispositifs de suivi du soleil sont nécessaires et demandent un entretien.

Les centrales à tour connaissent une nouvelle actualité en Europe, avec plusieurs projets en cours de finalisation.

La centrale Solar III sera construite en Espagne dans le cadre d'une coopération Etats-Unis-Espagne, sur la base des technologies américaines de Solar II, en visant un fonctionnement 24h/24. Le projet germano-ibérique PS10 de 10 MW, qui a pour principale caractéristique d'utiliser l'air comme caloporteur, est en voie d'approbation financière. Il existe d'autres projets dans les pays en développement, notamment en Jordanie avec un projet de 30 MW à air. Ces projets sont souvent liés à des financements internationaux, le Global Environment Facility et la Banque mondiale, notamment, étant parties prenantes.

Un projet ambitieux de 100-150 MW est en cours d'étude, dont les héliostats élémentaires auraient 25 mètres de côté et dont le champ solaire atteindrait 4 km de rayon.

La décomposition du coût d'une centrale solaire à tour est indiquée dans le tableau suivant, hors prix du terrain.

Tableau 17 : Ventilation des coûts d'une centrale solaire à tour

Source : Édouard FABRE, CNRS

poste de dépenses

en % du total

champ solaire

40-45

tour et stockage

25

centrale de production de l'électricité

20

divers

5-10

total

100

Les coûts d'investissement et d'exploitation des centrales solaires cylindro-paraboliques sont d'ores et déjà intéressants, car à la limite de la compétitivité par rapport aux techniques classiques centralisées de production de l'électricité (voir tableau ci-après).

Tableau 18 : Données économiques relatives aux centrales solaires cylindro-paraboliques

(source : Édouard FABRE, CNRS)

 

États-Unis

Europe

remarques

coût d'investissement

4500 $ / kWe

· Solar III - 24h/24 :

5600 euros / kWe

· PS10 - sans stockage :

3000 euros / kWe

· l'objectif est de parvenir à 2500-3000 euros / kWe avec stockage

coût d'exploitation

10-20 cEuros / kWh

 

· l'objectif est de parvenir à 5-8 cEuros / kWh

Le coût d'investissement pour une centrale solaire à tour reste supérieur d'un facteur 2, voire un peu plus, à celui de l'éolien. Il est en revanche inférieur de moitié à celui du photovoltaïque. En outre, cette technologie présente l'avantage d'avoir résolu la question du stockage et de permettre un fonctionnement 24h/24.

Une telle technologie ne peut convenir que pour les régions du globe où l'ensoleillement est supérieur ou égal à 1500-1600 kWh/(m².an)15.

6.2.4. Les perspectives économiques de l'électricité thermique solaire

Il existe des compétences en France, au CEA et à EDF, pour les centrales solaires à tour. En outre, des industriels comme Saint Gobain Espagne, déjà partenaire dans le projet espagnol Solar III, sont intéressés par les débouchés offerts par cette technologie.

La France n'est pas une terre d'élection pour ce type de centrale. Si la centrale Thémis a été un succès technique, ce prototype a été un échec économique, faute de conditions d'ensoleillement satisfaisantes. Mais les marchés à l'exportation pourraient se révéler importants.

Il est essentiel de prendre conscience des ordres de grandeur des puissances installées dans les pays en développement pour mesurer quel pourrait y être l'apport de centrales solaires.

En France la capacité de production d'électricité installée est de l'ordre de 100 GW et aux Etats-Unis d'environ 400 GW. L'apport d'une centrale solaire cylindro-parabolique ou d'une centrale solaire à tour peut paraître hors de proportion avec les besoins globaux en électricité. Au contraire, les pays du pourtour de la Méditerranée, le Maroc, l'Algérie, la Tunisie, par exemple, ne disposent que de quelques GW de puissance installée. Une centrale solaire à tour de 100 MWe apporterait d'un coup une augmentation de près de 10 % de la capacité. L'impact serait donc massif.

S'agissant des coûts de production du kWh, les centrales solaires, cylindro-paraboliques ou à tour ne doivent pas être comparées avec les technologies des pays développés, centrales nucléaires, thermiques au charbon ou centrales à gaz à cycle combiné.

La base de comparaison doit être au contraire les techniques actuellement en service dans les pays en développement, le plus souvent des groupes diesel électrogènes. Par rapport à cette dernière filière, l'électricité thermique solaire et même le solaire photovoltaïque sont compétitifs (voir tableau ci-après).

Tableau 19 : Coût du kWh produit par des groupes diesel électrogènes

(source : Patrick JOURDE, CEA)

 

groupes diesel électrogènes

de forte puissance

groupes diesel électrogènes

de faible puissance

coût du kWh

1 F / kWh

20 F / kWh

6.3. Des perspectives brillantes pour les pays à fort ensoleillement

L'aventure de Thémis ne saurait clore le chapitre de l'électricité thermique solaire dans notre pays, bien au contraire. Le solaire thermodynamique est en effet à l'échelle des besoins énergétiques du monde16.

Une centrale thermique solaire d'une puissance équivalente à celle d'une centrale nucléaire occuperait une surface de quelques 100 km2. La production mondiale d'électricité équivaut par ailleurs à un millier de centrales nucléaires. L'équivalent en termes de superficie occupée par des centrales solaires équivalentes est donc de 100 000 km2. Or la superficie des déserts situés dans des parties à ensoleillement garanti en ciel clair est largement supérieure à 100 000 km2. A titre d'exemple, le seul désert de Californie est lui-même une superficie de 100 000 km2.

Dans certains pays développés comme les Etats-Unis, les centrales solaires pourraient fournir une contribution significative. En effet, ce sont près de 1300 centrales de 300 MW qui devront être construites en Amérique du Nord dans les vingt prochaines années. Si la lutte contre le changement climatique devait s'intensifier brutalement, les atouts des centrales solaires, déjà grands, seraient renforcés d'autant.

Les techniques mises en _uvre par le solaire thermique ne sont pas « élégantes », selon les canons de la mode high-tech. Mais cette filière constitue un recours dans le cas d'un problème climatique majeur.

Dans l'intervalle, l'électricité thermique solaire est en compétition avec l'éolien mais aussi avec les réacteurs nucléaires de petite taille. Un véritable enjeu pour la politique énergétique mondiale est de positionner les différentes filières les unes par rapport aux autres.

Le solaire thermique présente l'intérêt de conduire à la production d'électricité ou à celle d'hydrogène. Ses deux inconvénients sont de nécessiter des réseaux de distribution dans le cas de centrales solaires de grande taille et, dans tous les cas, de ne pouvoir fonctionner qu'avec un ensoleillement fort en ciel clair17.

Il paraît en conséquence indispensable non seulement de donner une place au solaire thermique dans la prospective énergétique, mais également de relancer la R & D sur cette filière de préférence à une simple veille technologique.

II.- Le thermique et les carburants renouvelables, des réponses essentielles aux graves problèmes français du résidentiel, du tertiaire et des transports

Les multiples techniques qui sont associées à la production de chaleur ou de carburant, ne bénéficient aujourd'hui ni de l'attention des populations ni de celle des pouvoirs publics.

Alors que près de 80 % de l'électricité consommée est produite par une filière nationale dont le solde exportateur est considérable - de l'ordre de 30 milliards F18 -, l'attention est monopolisée sur les énergies renouvelables permettant la production d'électricité.

A l'inverse, les possibilités offertes par les énergies renouvelables pour la production de chaleur, de froid ou de carburants sont mal connues alors que la consommation d'énergie dans les transports et le résidentiel-tertiaire représentent 71 % de la consommation d'énergie finale française.

Pour autant, la géothermie basse température et les réseaux de chaleur ont fait leurs preuves et pourraient encore progresser. Les pompes à chaleur permettent également des économies de chauffage considérables et devraient retrouver une actualité, en particulier avec les systèmes à sorption qui sont capables de faire du froid, de l'amplification de chaleur et du relevage de température à partir d'une source de chaleur.

Le solaire thermique est également une voie intéressante en termes d'économies d'énergie et de marchés à l'exportation. L'habitat bioclimatique et les nouvelles techniques de stockage de la chaleur constituent également des voies d'avenir.

Enfin, de nombreux pays qui n'ont pas toujours les ressources agricoles de la France, accordent une nouvelle priorité aux biocarburants et aux biotechnologies, montrant ainsi la voie à notre pays.

1. Les succès de la géothermie basse température et des réseaux de chaleur

La géothermie basse température a donné lieu à des réalisations intéressantes pour le chauffage urbain et l'industrie dans le Bassin parisien et en Aquitaine.

Il semble important de reprendre les études sur le sous-sol de la France, études qui sont à l'arrêt depuis la fin des années 1970. Avec une révision des conditions fiscales, de nouvelles applications devraient alors reprendre.

1.1. Une technique aujourd'hui maîtrisée

Avec ses expériences de géothermie basse température conduites dans le Bassin parisien et en Aquitaine, la France a longtemps été un pionnier mais n'occupe plus aujourd'hui que le 10ème rang mondial.

Au plan technique, la géothermie basse température, qui consiste à utiliser des aquifères d'une température comprise entre 50 et 120 °C, a résolu quasiment toutes ses difficultés techniques. Les problèmes de corrosion en milieu salin et ceux occasionnés par d'éventuelles bactéries sont aujourd'hui maîtrisés. De fait, la CFG et le BRGM ont développé des techniques de contrôle de la corrosion qui permettent aujourd'hui de signer dans des conditions économiques satisfaisantes des contrats de maintenance sur 14 ans. Dorénavant, la question essentielle est donc celle de l'adéquation des ressources aux besoins de chaleur.

Les principales applications de ce type sont d'une part le chauffage collectif de grands ensembles locatifs dans le Bassin parisien, dont une cinquantaine de réalisations sont en fonctionnement, et, d'autre part, des serres agricoles en Aquitaine.

Ainsi, 145 000 logements sont actuellement chauffés en France grâce à la géothermie, essentiellement dans le Bassin parisien. L'équivalent en énergie est de 120 000 tep par an ou 1,4 GWth par an.

Les réalisations du Bassin parisien sont incontestablement des expériences concluantes mais qui n'ont toutefois pas empêché, dans les années 1970-1980, la géothermie d'avoir une image négative pour des questions de non-rentabilité supposée et de problèmes de corrosion non maîtrisés. Or ces deux assertions sont totalement fausses aujourd'hui.

La géothermie a subi une perte d'intérêt avec la baisse des prix du pétrole. Mais la volatilité actuelle des prix des hydrocarbures ainsi que l'exemple de certains autres pays européens doivent lui redonner du lustre.

1.3. Des performances économiques intéressantes

Le coût du MWhth géothermique ressortait à moins de 70 F HT en 1998, ce qui est un niveau attractif et témoigne de l'intérêt qu'il y aurait de développer la géothermie basse température dans notre pays.

La géothermie devrait être promue pour les possibilités qu'elle offre, non seulement pour le chauffage mais aussi pour la climatisation. A ce titre, une labélisation et une normalisation devraient être mises au point et proposées aux consommateurs19.

Une autre cible devrait également être visée, celle des entreprises. Ainsi la Maison de la Radio à Paris et l'immeuble de l'ADEME sont chauffés par géothermie. D'autres exemples existent, comme le CEA à Bruyères-le-Chatel, ou l'immeuble Esso à Bègles.

Des recherches devraient également porter sur le couplage de la géothermie avec le solaire, l'éolien ou encore la biomasse ou les déchets.

1.3. La géothermie en réseau de chaleur

Les paramètres fondamentaux de la géothermie pour l'exploitation d'un réseau de chaleur sont la température et le débit de l'eau chaude tirée par forage de la nappe phréatique. Lorsque l'évolution de ces deux paramètres est défavorable, l'exploitation est arrêtée. Dans de nombreux cas, il est possible, au moyen de nouveaux forages au demeurant coûteux, de prolonger le fonctionnement. La durée de vie de la trentaine de réseaux français de géothermie actuellement opérationnels devrait encore être de 50 à 60 ans.

Un réseau de géothermie peut s'étendre sur 5 à 8 km, les pertes moyennes au km étant de 5 à 8 % également. Les études pour des réseaux plus étendus, comme celui imaginé à Pierrelatte, ne sont pas concluantes, compte tenu de l'évolution des prix de l'énergie.

En 2000, le nombre total de réseaux de chaleur fondés sur la géothermie est d'environ une trentaine.

Les coûts d'investissement (forages et réseau) d'un réseau basé sur la géothermie sont importants. Les financements se font sur 20 à 30 ans. L'exploitation d'un réseau datant de 1971 comme celui de Melun, continue d'être satisfaisante, la nappe étant inépuisable.

Les coûts variables sont essentiellement dus au coût de l'électricité de pompage et à la maintenance.

L'amortissement ne pèse plus sur un réseau comme sur celui de Melun, ce qui rend dans ce cas la géothermie compétitive par rapport à un réseau de chaleur reposant sur le fuel. Au contraire, dans le cas d'un réseau datant des années 1980, elle n'est pas compétitive.

coût de la géothermie en réseau de chaleur (chaleur livrée au pied de l'immeuble): installations amorties : < 200 F / MWh

installations récentes : _ 300 F / MWh

L'investissement dans un réseau de géothermie est une décision lourde pour une collectivité locale, dont la pertinence dépend des fluctuations des énergies. Une fois le réseau amorti, le coût marginal est faible.

Pour développer la géothermie si les conditions économiques étaient satisfaisantes, il conviendrait en premier lieu, en Ile-de-France, où les gisements sont bien connus, de relancer les projets prématurément abandonnés, ce qui conduirait à multiplier par 2 le nombre de réseaux opérationnels. Pour les autres régions, notamment le Sud Ouest (basse température) et l'Alsace (roches profondes - haute température), il serait souhaitable d'améliorer l'inventaire, ce qui suppose des investissements importants en forages, seuls capables de donner les informations de pression et de température fiables dont on doit disposer avant de prendre une décision.

Pour favoriser le développement des réseaux de chaleur, il conviendrait également de corriger une disparité fiscale qui assujettit à deux taux de TVA distincts la production de chaleur pour un réseau et la production d'électricité.

1.4. Des travaux de prospection à reprendre

Les premières réalisations françaises, situées en Ile-de-France, sont une retombée de l'exploration pétrolière qui a entraîné une amélioration de la connaissance des bassins sédimentaires. Depuis lors, des analyses sismiques ont été faites. De même, une carte géologique en 3 dimensions a été établie.

En toute hypothèse, les ressources du Bassin parisien sont très importantes. En effet, on pourrait sans doute mobiliser plus de 1360 GWh par an pour le chauffage urbain, avec un seul aquifère du Bassin parisien20.

Mais une meilleure connaissance des ressources en France entière serait également utile au redémarrage de la géothermie basse température, même s'il faudrait au final que les découvertes coïncident avec les besoins sur le plan géographique. Au surplus, de nouveaux projets nécessiteraient le plus souvent la construction de réseaux de chaleur supplémentaires.

Il existe de fortes probabilités de trouver des gisements intéressants en Limagne, dans le fossé rhénan et dans la plaine d'Alsace. Des forages n'ont pas été réalisés d'une manière systématique dans ces zones mais il y existe des gradients de température très importants. Ainsi en Limagne, il a été trouvé des gradients de températures de 6 à 9 °C par 100 mètres, qui ne sont pas exploités. Un forage a été fait en 1980, qui a permis de trouver un aquifère à 105 °C, avec un débit toutefois insuffisant, un débit artésien de 400 m3/h étant en tout état de cause nécessaire pour permettre l'exploitation.

2. Les pompes à chaleur, une technique à réhabiliter

La technique des pompes à chaleur à compression a connu une vogue certaine en France à la suite du premier choc pétrolier. Les installations de ce type se sont diffusées dans des immeubles collectifs mais aussi pour des habitations individuelles en raison des économies de combustibles qu'elles permettent. La baisse des prix des hydrocarbures a ensuite diminué l'intérêt psychologique immédiat de ce type d'équipement qui est de faire baisser la facture énergétique.

Pour autant, les pompes à chaleur conservent un intérêt capital, celui d'améliorer l'efficacité énergétique d'une installation.

2.1. Les applications multiples des pompes à chaleur

D'une manière générale, les pompes à chaleur permettent d'augmenter les rendements globaux de systèmes de chauffage ou de climatisation en utilisant des sources froides à forte inertie thermique21.

On sait, avec une pompe à chaleur, augmenter une quantité initiale de chaleur en pompant la chaleur d'une source froide, et donc produire du froid.

Il est aussi possible de prendre de la chaleur à 200 ° C par exemple, de produire du froid et de restituer de la chaleur à 120 °C.

On sait également relever le niveau de température d'une source de chaleur, ce qui peut faire regretter à de multiples égards la non valorisation de la vapeur générée par les centrales nucléaires.

Figure 4 : Les applications des pompes à chaleur à sorption

(source : Bernard SPINNER, CNRS)

graphique

Dans la pratique, les pompes à chaleur peuvent être utilisées dans de multiples configurations. La source froide à forte inertie peut être une nappe phréatique peu profonde ou une réserve d'eau souterraine comme celle d'une mine noyée.

2.2. Les pompes à chaleur utilisant des nappes phréatiques

La diffusion de pompes à chaleur utilisant des nappes phréatiques est faible en France par rapport à ce qu'elle est aux Etats-Unis.

Dans ce pays, d'ores et déjà 7 millions de personnes utilisent ces systèmes et 400 000 pompes à chaleur de forte puissance desservent des écoles ou des bâtiments publics. Le DOE (Department of Energy) considère à ce titre que les pompes à chaleur représentent le meilleur moyen de renforcer l'efficacité énergétique aux Etats-Unis. Les incitations actuelles seront sans nul doute renforcées à l'avenir.

L'un des avantages des pompes à chaleur est qu'elles peuvent être installées partout. L'Allemagne, la Suisse, la Suède ont aussi multiplié les installations.

La France a au contraire, fait très peu de choses dans ce domaine, malgré le nombre très important de nappes peu profondes.

Or la technologie des pompes à chaleur a beaucoup progressé. Les coefficients de performance (énergie récupérée / énergie électrique fournie) sont aujourd'hui de l'ordre de 4, comparables à ceux des pompes à chaleur à sorption utilisant directement de la chaleur en terme d'énergie primaire introduite.

Les pompes à chaleur pour les habitations particulières ne sont sans doute pas la meilleure application de cette technologie. En revanche, elles prouvent facilement tout leur intérêt avec des installations collectives et des matériels de forte puissance.

L'ADEME et EDF devraient appuyer vigoureusement un plan de diffusion massive des pompes à chaleur, le BRGM apportant pour sa part sa connaissance des nappes phréatiques.

2.3. Les autres concepts de pompes à chaleur pour l'habitat

L'utilisation raisonnée des lois de la thermodynamique permet de concevoir un bâtiment résidentiel ou tertiaire qui se chauffe ou se climatise sans autre apport extérieur que celui du sous-sol et des apports solaires.

Dans ce type de réalisation, on ne s'intéresse pas à la température extérieure ni aux apports solaires ou atmosphériques.

Les murs sont isolés extérieurement et intérieurement. L'isolation extérieure est poursuivie à une certaine profondeur, la masse thermique de la terre étant mobilisée grâce à un échangeur-récupérateur. La température du sol varie de 9 à 13 °C. Les murs intérieurs et extérieurs sont reliés à l'échangeur-récupérateur. Ce concept est applicable dans le logement neuf, ainsi qu'en rénovation.

Figure 5 : Le chauffage-climatisation par l'exploitation thermique du sous-sol

(source : Bernard SPINNER, CNRS)

graphique

Les applications commerciales de ce type d'installations commencent à se multiplier, y compris pour des maisons individuelles. Le temps de retour sur investissement est de l'ordre 10 ans22. Il conviendrait sans nul doute d'en augmenter la diffusion.

Le marché pour ce type d'équipement existe en France, mais il est pour l'instant d'une taille réduite.

L'utilisation de la différence de température entre le sol et l'habitat est utilisée à grande échelle aux Etats-Unis, dans les bâtiments publics et dans les équipements des collectivités locales.

3. Le solaire thermique, une technologie mûre à la recherche de volumes

3.1. Les technologies du solaire thermique

Deux techniques dominent le domaine du solaire thermique actif : d'une part le chauffe-eau solaire, et, d'autre part, le plancher solaire direct.

La technique de l'eau chaude sanitaire solaire (ECS) permet une réduction de 50 à 70 % de la consommation énergétique.

Tableau 20 : Performances de l'eau chaude sanitaire solaire

(source : J-P TRAISNEL, CNRS-IFU et CSTB Magazine n° 130, juillet-août 2000)

surface de capteurs requise

0,5 à 1,5 m² de CESI (chauffe eau solaire individuel)

production

50 - 60 litres d'ECS par personne et par jour d'eau à 45 °C

économie réalisée

réduction de 50 à 70 % de la consommation énergétique

Un chauffe-eau solaire individuel permet en été l'arrêt complet de la chaudière, alors que celle-ci doit rester en fonctionnement pour fournir l'eau chaude d'une habitation, tout en ayant un rendement très bas23. Dans le logement social, le solaire thermique permet une baisse de charges de 20 à 30 %. Dans les constructions neuves, auxquelles la réglementation thermique RT 2000 s'applique, les économies de charges locatives permises par les chauffe-eau solaires peuvent atteindre 50 %.

En tout état de cause, le logement neuf et les chauffe-eau individuels ne sauraient constituer la seule cible du solaire thermique. En effet, le logement neuf ne représente bon an mal an que 1 % du parc. Le logement collectif constitue une cible prioritaire.

La technique du plancher solaire direct (PSD) met en _uvre un capteur plan à eau, couplé à un plancher chauffant et à un ballon d'eau chaude sanitaire, le plus souvent avec un appoint intégré.

Environ 900 réalisations de plancher solaire direct fonctionnent en France, en grande majorité dans les régions alpines. L'association ASDER joue un rôle majeur pour la diffusion de cette technique en Savoie.

Tableau 21 : Performances des planchers solaires directs

(source : J-P TRAISNEL, CNRS-IFU et CSTB Magazine n° 130, juillet-août 2000)

surface de capteurs requise

1 à 2 m² de capteur pour 10 m² de plancher chauffant

production

chauffage et eau chaude sanitaire

440 - 800 kWh / (m².an)

économie réalisée

7000-16000 kWh par logement et par an

D'autres techniques solaires actives sont également expérimentées.

On peut citer l'intégration de systèmes actifs à air dans les toitures, à savoir des capteurs à isolation transparente, couplés au système de ventilation.

On peut également citer les toitures solaires jouant à la fois un rôle d'enveloppe de couverture et de dispositif de chauffage d'eau. Il s'agit d'un matériau en acier inoxydable et à couches sélectives qui fonctionne comme un capteur sans vitrage et un matériau de couverture métallique.

Ce matériau est utilisé dans des maisons individuelles, des immeubles collectifs, des salles de sport ou des piscines en Suisse, en Allemagne ou en Espagne.

Le surcoût pour un logement neuf avec l'eau chaude solaire, une meilleure isolation thermique, des économies d'eau et des matériaux spécifiques, dont la fabrication est non polluante, est évalué à 10 % du prix de vente24.

3.2. Un marché en devenir

Le solaire thermique en utilisation directe n'apporte encore qu'une contribution faible au bilan énergétique, quel que soit le pays ou l'ensemble géographique concerné. Si le Japon arrive en tête en 1999, avec un total deux fois supérieur à celui de l'Europe, en revanche ce total n'atteint pas le million de tep (voir figure suivante).

Figure 6 : La contribution en ktep du solaire thermique en utilisation directe aux Etats-Unis, au Japon et dans l'Union européenne

(source : AIE-OCDE)

En Europe, c'est en Grèce que le solaire thermique était le plus développé en 1999, avec une contribution totale équivalente à 124 000 tep. Constatation importante, compte tenu d'un ensoleillement largement inférieur à celui de certains de ses poursuivants, c'est ensuite l'Allemagne qui occupe le 2ème rang (voir figure suivante).

Figure 7 : La contribution en ktep du solaire thermique en utilisation directe

graphique
dans l'Union européenne en 1999

(source : AIE/OCDE)

Le cas de l'Espagne montre qu'avec une forte volonté politique, un décollage rapide est possible. En effet, en deux ans, l'Espagne s'est équipée de 45 000 m² de capteurs, soit 11 000 chauffe-eau solaires.

Le chauffage au bois participe à hauteur de 8% environ à la consommation d'énergie de chauffage. Par ailleurs, les apports solaires directs ne sont pas comptabilisés et leur apport est donc difficile à mesurer.

Il reste que la part des ENR dans la consommation d'énergie du logement est négligeable, les surfaces installées de capteurs restant très faibles (voir tableau suivant).

Tableau 22 : Situation du solaire thermique en France en 2000

(source : ADEME, Plan Soleil)

Répartition

surface de capteurs installés en m2

%

Piscines

112 000

28

Eau chaude sanitaire

280 000

70

Chauffage des locaux

8 000

2

Total

400 000

100

Des marchés considérables existent pour le solaire thermique dans les années à venir. Il s'agira en tout état de cause de créer des filiales locales pour les entreprises du secteur, comme le montre l'exemple des DOM qui ont vu des entreprises se développer sur ce marché.

3.4. Le plan Hélios et les engagements de l'ADEME à l'horizon

L'ADEME a lancé en avril 2000 le programme Hélios 2006 pour la promotion de « la production de chaleur et d'eau chaude solaire pour les usages individuels et collectifs ».

En avril 2000, l'ADEME estimait à 500 000 m² la surface de capteurs en métropole et dans les DOM pour l'eau chaude sanitaire individuelle ou collective et le chauffage et l'eau chaude sanitaire sous forme de plancher solaire direct, soit 85 % du total des surfaces de capteurs concernés. Le complément à 100 étant constitué par le chauffage de bassins de piscines de plein air.

Le contrat de plan Etat-Ademe 2000-2006 énonce différents objectifs chiffrés, dont l'un concerne le solaire thermique. L'objectif dans ce domaine est d'installer 550 000 m² supplémentaires pendant la période 2000-2006. L'objectif est donc de doubler la surface installée en 6 ans et donc de parvenir à une économie de 1 Mtep en 2006.

3.5. Une ambition insuffisante

L'ADEME estimait les quantités de chaleur produite en 2000 par les 500 000 m² de capteurs installés à 208 GWh, soit 0,7 Mtep.

Or la consommation d'énergie primaire dans le résidentiel-tertiaire a atteint 100,7 Mtep en 2000.

Avec un doublement en 2006, l'objectif est donc de couvrir 1 % de la consommation d'énergie primaire du résidentiel-tertiaire.

Partant d'un niveau négligeable du solaire thermique dans son approvisionnement énergétique, l'Allemagne est désormais impliquée dans un effort considérable (voir tableau ci-après).

Tableau 23 : La production française inférieure d'un facteur 100 à la production allemande

(source : TECSOL)

production annuelle

2000

2001

Allemagne

m² capteurs

500 000

800 000

nb de chauffe-eau25

125 000

200 000

France - métropole

m² capteurs

 

8 000

nb de chauffe-eau

 

2 000

Avec une production 100 fois supérieure à la production métropolitaine française, l'industrie allemande du solaire thermique surclasse l'industrie française. Mais il n'en a pas toujours été ainsi.

En effet, au début des années 1980, la production française de capteurs atteignait 50000 m² alors que l'Allemagne était absente du créneau. Le solaire thermique est ensuite tombé en France dans l'oubli. Ce n'est qu'à partir de 1995 qu'une relance du solaire thermique a été engagée, mais ceci dans les seuls DOM. Au contraire, l'Allemagne s'engageait à la même période dans un effort considérable. En 10 ans, dans l'esprit public, le chauffe-eau solaire est passé du statut de marque d'originalité citoyenne à celui de dispositif indispensable aux yeux du corps social.

Le coût d'un chauffe-eau solaire est de l'ordre de 35 à 50 000 F en Allemagne, contre 22 à 25000 F en France. Les installations allemandes incorporent en effet une surface de capteurs supérieure pour compenser un ensoleillement inférieur et sont plus complexes du fait de la présence d'un fluide antigel et d'un dispositif de chauffage d'appoint.

Figure 8 : Marchés des capteurs solaires en France et en Allemagne

(source : TECSOL)

graphique

En 2006, le marché français devrait atteindre, selon la profession, environ 50 000 m² par an, si les efforts de la France se résument au plan Hélios. Au contraire, en Allemagne, le marché devrait se situer entre 2,2 et 2,5 millions de m², soit 40 à 50 fois plus.

Pour mettre en évidence l'insuffisance des objectifs français, il suffit de noter que le marché annuel des chauffe-eau électriques est de 900 000 unités par an. En rajoutant les dispositifs fonctionnant au gaz ou raccordés à des chaudières au fuel, le volume total atteint 1 300 000 unités par an.

3.6. La climatisation solaire

La climatisation solaire est l'un des enjeux les plus importants des énergies renouvelables dans les prochaines années.

La demande de climatisation est en effet en forte hausse, non seulement dans les DOM mais également dans les départements du sud de la métropole.

La climatisation solaire comporte deux voies. La première est la voie électrique à compression qui peut être alimentée par une façade ou un toit photovoltaïque. Cette voie a été explorée par le CEA, qui a, en outre, réalisé trois climatisations solaires thermiques dans les années 1980. La deuxième voie est la voie thermique à absorption.

En 2001, dix opérations de démonstration de climatisation solaire sont en cours en France, notamment des immeubles de la Diren, du CSTB, des hôtels du groupe ACCOR.

En tout état de cause, les baisses de prix indispensables viendront principalement de la R & D qui nécessite en France une mobilisation beaucoup plus importante qu'actuellement.

Dans l'état actuel des techniques de production, un apport de fonds publics est nécessaire à hauteur de 70 % du coût total pour qu'une opération soit compétitive par rapport à la climatisation électrique.

Le coût de fabrication des capteurs sous vide indispensables pour atteindre des hautes températures - de l'ordre de 80 ° C - est en effet encore élevé26. Selon différents spécialistes français du solaire thermique, industriel ou bureau d'études, la position française ne serait pas inquiétante dans le domaine de la climatisation solaire. Il s'agit en effet d'une technologie qui fait encore l'objet de développements.

Cette technologie rencontre l'intérêt de nombreux pays, comme l'Allemagne, le Japon, les Etats-Unis, la Grèce ou l'Espagne.

Il s'agit d'un créneau qui, comme la réfrigération solaire, présente des perspectives importantes pour l'avenir.

Il est indispensable de créer un effet de volume de façon à faire baisser les prix de revient. Il paraît en conséquence urgent et prioritaire d'amplifier les soutiens à différents types d'opérations de climatisation solaire.

4. La réglementation thermique et l'habitat bioclimatique

La consommation d'énergie dans l'habitat est une question clé de la politique énergétique française. Or, en combinant des sources d'énergie renouvelables comme le solaire thermique, voire le solaire photovoltaïque, avec de nouveaux matériaux et de nouveaux concepts de construction, il devrait être possible de parvenir à des économies considérables.

La réglementation thermique est dans cette optique d'un puissant secours. On peut à cet égard se demander s'il ne serait pas possible d'en augmenter l'efficacité par une nouvelle approche.

Une nouvelle orientation de l'architecture se développe à l'heure actuelle. Au-delà du concept de Haute Qualité Environnementale, l'habitat bioclimatique qui opère une synthèse ambitieuse de considérations techniques et esthétiques apparaît comme une voie ambitieuse que les pouvoirs publics doivent s'employer à promouvoir27.

4.1. le secteur résidentiel et la consommation d'énergie

Le secteur résidentiel consomme près du tiers de l'énergie finale en France et est responsable de près du quart des émissions annuelles de carbone.

La maîtrise de la demande d'électricité et plus généralement de l'énergie dans l'habitat, ainsi que le développement des énergies renouvelables dans ce domaine sont donc d'une importance capitale pour mieux contrôler les volumes et orienter l'offre d'énergie.

Pour estimer les variations des consommations et des émissions de l'habitat à l'avenir, il convient de prendre en compte la généralisation probable de la climatisation.

4.1.1. La demande d'énergie dans le parc résidentiel en France métropolitaine

En 1998, le chauffage constituait le principal poste de consommation d'énergie dans le parc de logement résidentiel, avec une part de 70 % du total. L'eau chaude sanitaire représentait quant à elle 11 % et les autres consommations (éclairage, électroménager, télévision, matériel haute fidélité, électronique et informatique) 19 %.

Cette situation résulte toutefois de trois évolutions importantes.

En premier lieu, la consommation moyenne d'énergie pour le chauffage a diminué d'un facteur 1,8 entre 1973 et 1998, en passant de 330 kWh/(m2.an) en 1973 à 180 en 1998. Le prolongement de cette évolution est le niveau de performance atteint par le logement neuf dans le domaine du chauffage, puisque la consommation moyenne du neuf en zone climatique H2 en France est de 45 kWh / (m2.an) en 2000.

En deuxième lieu, la consommation pour l'eau chaude sanitaire est passée de 21,6 à 28,3 kWh / (m2.an) entre 1973 et 1998, soit une augmentation de 31 %.

En troisième lieu, les autres consommations spécifiques sont passées de 27,7 à 48,8 kWh / (m2.an) entre les mêmes dates, soit une augmentation de 76,2 %.

Tableau 24 : Évolution des consommations d'énergie finale en moyenne sur l'ensemble du parc résidentiel de 1973 à 2000

(source : Jean-Pierre TRAISNEL, CNRS-IFU)

graphique

S'agissant des consommations spécifiques d'énergie dans l'habitat, il faut remarquer que le logement neuf apporte de meilleures performances pour l'eau chaude sanitaire, avec une consommation moyenne de 20 kWh / (m2.an), contre 28,3 en moyenne en 1998.

En revanche, pour les autres consommations spécifiques, le logement neuf se caractérise, comme on peut s'y attendre, par une consommation plus élevée (55 kWh / (m2.an) qui reflète la généralisation des appareils électriques dans l'habitat et pour les loisirs.

Dans ces conditions, quelles sont les possibilités de substitution de nouvelles énergies, en complément aux mesures d'économies d'énergie ?

Ces possibilités sont de trois ordres : d'une part le confort thermique (apports solaires et conception bioclimatique de l'habitat, planchers solaires directs, climatisation solaire), d'autre part l'eau chaude sanitaire (systèmes individuels, systèmes collectifs), et enfin le photovoltaïque.

4.1.2. L'impact de la climatisation

Les atouts de la climatisation sont multiples et laissent augurer de sa généralisation.

Outre un confort accru en été, qui pourrait être d'autant plus recherché que le réchauffement climatique se confirmerait, la climatisation permet un filtrage de l'air et une protection acoustique en milieu urbain et périurbain. De nouveaux dispositifs réversibles, comme les pompes à chaleur, qui peuvent être utilisés en hiver pour le chauffage et l'été pour la climatisation, devraient également contribuer au succès de la climatisation dans les prochaines années.

Quoi qu'il en soit, l'impact de la climatisation sur les consommations doit être évalué en distinguant les systèmes traditionnels non réversibles des systèmes réversibles.

La diffusion des systèmes traditionnels non-réversibles aurait pour conséquence une augmentation rapide des consommations totales. Dans le logement neuf en zone H3, la consommation d'électricité pour la climatisation s'élève à 510 kWh / (m².an) pour 30 m² équipés. On estime qu'en moyenne du parc de logements équipés, la consommation devrait atteindre 8 à 10 kWh / (m².an) si la moitié des surfaces étaient équipées.

Pour les systèmes réversibles, on peut estimer que les gains en chauffage compensent l'augmentation de la consommation en été. Les équipements tels que les pompes à chaleur électriques réversibles représentent sans aucun doute un atout pour une pénétration accrue de l'électricité dans les équipements de chauffage, qui pourrait alors dépasser les 40 % en 2050. Une alternative serait le développement des climatisations à sorption naturellement réversibles au gaz, qui, elles, favoriseraient l'expansion de cette énergie.

Les statistiques d'EDF montrent un démarrage rapide de la climatisation : ainsi, le taux de croissance de ce type d'équipement est de + 15 % par an depuis 1997. Au total, près de 1,5 million de logements étaient équipés en janvier 2000.

Les taux de croissance annuels observés dans le passé ou anticipés pour l'avenir sont indiqués figure suivante.

Figure 9 : Taux de croissance de la climatisation résidentielle (nombre de logements équipés)

(source : J-P TRAISNEL, CNRS-IFU)

graphique

Au total, l'augmentation des consommations d'énergie de confort thermique (hors eau chaude sanitaire) induite par la climatisation serait d'environ 5% en 2040, sans prise en compte des réductions de consommations de chauffage que pourraient apporter les systèmes réversibles.

La consommation additionnelle entraînée par la diffusion de la climatisation jusqu'à atteindre 90 % du parc en 2040 serait de l'ordre de 22,6 TWh/an.

Figure 10 : Conséquences de la généralisation de la climatisation dans l'habitat

(source : Jean-Pierre TRAISNEL, CNRS-IFU)

graphique

Au demeurant, on doit se demander comment la Réglementation Thermique 2000 qui s'applique à la construction neuve depuis le 1er juin 2001 pourrait prendre en compte les besoins de climatisation.

En tout état de cause, il apparaît nécessaire de favoriser un renouveau de la filière frigorifique à absorption naturellement réversible. Un tel cycle est en effet adapté au gaz et à l'énergie solaire thermique.

4.2. Les caractéristiques du parc résidentiel actuel ou futur

La réglementation thermique en vigueur s'applique au logement neuf, d'où l'importance de connaître la composition et les perspectives d'évolution du parc.

4.2.1. Les caractéristiques du parc de logement actuel

Le parc de résidences principales présente une grande diversité de situation. Le tableau suivant en résume les principaux points.

Tableau 25 : Typologies du parc résidentiel

(source : J-P TRAISNEL, CNRS-IFU)

climat

âge

type d'habitat

trois zones pour le confort d'hiver :

- H1

- H2

- H3

< 1949 : 1/3

1949 _ < 1975 : 1/3

> 1975 : 1/3

- collectif : 44 %

- maisons individuelles :

56 %

4.2.2. Le renouvellement du parc

L'amélioration des performances du parc doit tenir compte de la durée de vie des bâtiments. Le taux de renouvellement du parc résidentiel est en effet limité.

La période 1968-1998 a vu la construction de 1150 millions de m² de logements neufs. Les sorties du parc ont représenté 150 millions de m², soit 13 %. L'accroissement s'élève donc à 1 milliard de m².

Pour la période 2000-2050, les entrées dans le parc par construction neuve devraient représenter quelques 1200 millions de m², selon une croissance de moins en moins forte avec les années. Avec une déconstruction de seulement 75 millions de m², l'accroissement devrait s'élever à 1120 millions de m².

En tenant compte des constructions neuves et des démolitions, le taux d'accroissement du parc résidentiel est faible, puisque le nombre total de logements de 24 millions en 2000 ne devrait atteindre que 29,5 millions en 2040. De fait, le taux d'accroissement du nombre de logements s'est élevé à 1,3 % en 2000.

Au final, 60% de la surface du parc de résidences principales projeté en 2050, seraient déjà construits aujourd'hui (voir figure suivante).

Figure 11 : Évolution rétrospective ou estimée des mouvements dans le parc de logements, exprimés en millions de m2 par an

(source : Jean-Pierre TRAISNEL, CNRS-IFU)

graphique

4.3. L'impact de la réglementation sur les consommations d'énergie dans l'habitat

La réglementation thermique est un moyen particulièrement efficace d'agir sur les consommations d'énergie liées au chauffage de l'habitat. L'exemple de la réglementation thermique de 1975 est parfaitement probant à cet égard.

Il est possible, sur ces bases, d'évaluer les gains à venir de la réglementation thermique entrée en vigueur pour la construction neuve le 1er juin 2001.

4.3.1. L'impact de la Réglementation Thermique de 1975

La première réglementation thermique de 1975 a eu pour seule et unique cible la construction neuve. La priorité a été donnée, d'une part, à l'isolation thermique de l'enveloppe des bâtiments, à savoir les murs, les toitures, les planchers, les vitrages, et, d'autre part, au contrôle des infiltrations d'air.

Avant la mise en place de cette réglementation, les normes de qualité sur les logements n'étaient pas réglementaires. Les coefficients de paroi et les coefficients de déperdition proposés n'étaient que des recommandations.

Le principal mérite de la Réglementation Thermique de 1975 a été d'imposer une limite de déperdition globale par m3 chauffé.

En élaborant quatre scénarios prenant en compte ou non la Réglementation thermique de 1975 (RT1975), il est possible de déterminer les causes de la stabilisation des consommations constatée de 1983 à 1995 et de mesurer l'impact de cette réglementation en 1998.

Tableau 5 : Évaluation des conséquences de la Réglementation Thermique sur la consommation de chauffage en TWh/an pour la période 1968-1998

(source : Jean-Pierre TRAISNEL, CNRS-IFU)

année / consommations de chauffage dans le résidentiel

en TWh/an

Observations statistiques

1968-1998

(1)

Consommation simulée avec entrée du neuf selon RT

(2)

Consommation simulée avec laisser faire

(3)

Consommation simulée

sans réglementation thermique et sans apport solaire

(4)

1968

361,48

361,48

361,48

384,55

1973

406,50

404,23

404,23

430,03

1978

401,90

433,09

463,25

492,82

1983

374,94

454,64

521,80

555,10

1988

369,51

469,51

574,03

610,67

1993

368,06

481,16

617,90

657,34

1995

366,56

485,27

634,98

675,51

1998

373,73

492,02

661,67

703,90

La Réglementation Thermique de 1975 portant exclusivement sur les constructions neuves a permis une économie de 169,65 TWh en 199828.

L'impact des améliorations apportées au parc existant peut être estimé, pour sa part, à 118,3 TWh en 199829.

Figure 12 : L'incidence de la Réglementation Thermique de 1975 sur la consommation de chauffage des logements

(source : Jean-Pierre TRAISNEL CNRS-IFU)

graphique

Au final, en prenant l'hypothèse que la moitié du parc antérieur est réhabilité, sur la base d'un gain moyen de 200 kWh/m2, on peut estimer que la stabilisation de la consommation de chauffage constatée entre 1983 et 1995 provient à 59 % de la Réglementation Thermique de 1975 appliquée aux bâtiments neufs et à 41 % aux interventions sur le parc existant.

4.3.2. Estimation des effets de la Réglementation Thermique 2000

Le principal point de la Réglementation Thermique 2000 (RT 2000) est le renforcement des isolations thermiques.

C'est ainsi que des obligations prévues sur différents points techniques correspondent pour l'enveloppe aux technologies suivantes :

- murs : 8 à 10 cm de doublage

- combles : 20 cm de laine minérale

- terrasses : 8 cm de polyuréthane

- planchers - terre-plein : 5 cm sur toute la surface

- baies vitrées : matériaux peu émissifs

- traitement des ponts thermiques

Sur un plan technique, on calcule pour chaque bâtiment un coefficient de consommation conventionnelle d'énergie pour le chauffage, la ventilation, la climatisation et la production d'eau chaude sanitaire en kWh d'énergie primaire.

Un calcul est effectué pour la consommation annuelle. Un objectif spécifique est assigné pour le « confort d'été ».

Compte tenu des niveaux d'isolation déjà atteints, on peut se demander si la mise en _uvre de la Réglementation Thermique 2000 permettra de réduire significativement les consommations unitaires de chauffage du logement neuf.

En définitive, malgré l'intérêt des nouvelles dispositions, il serait toutefois nécessaire d'aller plus loin et de revoir la conception de la RT 2000 pour y intégrer les apports solaires et d'autres acquis de l'architecture bioclimatique.

4.4. Les apports solaires thermiques passifs

L'utilisation de l'énergie solaire dans l'habitat peut recourir à des techniques différentes, thermiques ou photovoltaïques. Pour le seul solaire thermique, on distingue le solaire passif et le solaire actif.

Le solaire est dit actif lorsque des capteurs spécifiques sont utilisés pour chauffer l'eau sanitaire ou l'habitation elle-même. Les techniques correspondantes ont été analysées au paragraphe précédent.

La captation de la chaleur solaire peut au contraire être passive, en ce sens qu'aucun autre fluide que l'air n'est utilisé pour tirer parti, dans l'ensemble de l'habitation, de la chaleur récupérée grâce à des vitrages adaptés dans certains points de celle-ci.

4.4.1. L'intérêt des apports solaires passifs

Au-delà de la Réglementation Thermique 2000, on peut démontrer que la mise en _uvre des seules techniques solaires passives devrait permettre de diminuer d'une manière considérable les besoins de chauffage.

Les évaluations que l'on peut faire sur cette question distinguent bien évidemment les zones climatiques H1, H2 et H3.

Leur résultat est qu'en moyenne, dans le parc ancien, les apports solaires pourraient contribuer à près de 6 % des besoins de chauffage.

Pour la construction neuve, en respectant la nouvelle Réglementation Thermique RT 2000, la contribution des apports solaires s'élèverait à près de 14 % (voir tableau ci-après).

Tableau 26 : Estimation de l'impact de la Réglementation Thermique 2000 sur les besoins de chauffage, en kWh/m2 pour trois types de logements

(source : J-P TRAISNEL, CNRS-IFU)

kWh/an

H1

sans apport solaire

H1

avec apport solaire

H2

sans apport solaire

H2

avec apport solaire

H3

sans apport solaire

H3

avec apport solaire

HLM ancien

242,3

219

197

176

138

116

rénové

129,6

111

104,3

85

72

53,2

RT 2000

75,5

59,1

60

43,6

40,5

25,6

             

kWh/an

H1

sans apport solaire

H1

avec apport solaire

H2

sans apport solaire

H2

avec apport solaire

H3

sans apport solaire

H3

avec apport solaire

Paris ancien

206,7

194

167,8

154,7

116,7

103,2

rénové

140,8

128,7

113,5

100,7

78,2

65,2

RT2000

76,1

64,8

60,23

48,7

40,4

29,3

             

kWh/an

H1

sans apport solaire

H1

avec apport solaire

H2

sans apport solaire

H2

avec apport solaire

H3

sans apport solaire

H3

avec apport solaire

Pavillon ancien

318,3

308

260

249

182,5

171,4

rénové

231,8

223,2

188,7

179,7

131,8

122,7

RT2000

94,4

87

75,6

68,1

51,7

44,5

De fait, les apports solaires pourraient représenter une part plus importante (architecture dite « solaire passive »).

A titre d'exemple, des effets significatifs pourraient être obtenus dans les maisons individuelles par l'application de deux mesures, comme l'augmentation de la surface des vitrages bien exposés (dans le quart sud-est / sud-ouest) et l'adjonction d'une véranda couplée avec une gestion de l'air neuf (préchauffage par la véranda, extraction en VMC par les pièces de services).

Les besoins de chauffage seraient en moyenne de 37 kWh/(m2.an) compte tenu de la répartition du parc de maisons individuelles selon les trois zones, en réduction de 45 % par rapport aux normes réglementaires RT 2000, l'isolation de l'enveloppe répondant par ailleurs aux exigences de cette dernière (voir tableau suivant).

Tableau 27 : Réduction des besoins de chauffage obtenue par les apports solaires directs provenant de vitrages

(source : J-P TRAISNEL, CNRS-IFU)

Différence en %

des besoins avec apport solaire / sans apport

 

Zone H1

Zone H2

Zone H3

HLM

ancien

-10

-11

-16

rénovation

-14

-19

-26

RT 2000

-22

-27

-37

Paris ancien

ancien

-6

-8

-12

rénovation

rénovation

-9

-11

-17

RT2000

RT 2000

-15

-19

-27

Pavillon ancien

ancien

-3

-4

-6

rénovation

rénovation

-4

-5

-7

RT2000

RT 2000

-8

-10

-14

bioclimatique

bioclimatique*

-36

-47

-61

* bioclimatique : RT2000 + véranda + gestion de l'air de renouvellement

En définitive, compte tenu des progrès déjà effectués en matière d'isolation grâce à la Réglementation Thermique 1975, on peut se demander s'il ne serait pas plus opportun que la nouvelle Réglementation Thermique s'attache à maximiser les apports solaires plutôt qu'à renforcer l'isolation.

S'agissant de la réhabilitation, il est impératif d'étudier les solutions techniques d'application de l'isolation transparente pour les enveloppes de l'urbanisme collectif des années 60-75, ainsi que les adjonctions de vérandas, expérimentées dans les années 1980. Il conviendrait également d'établir les scénarios des consommations d'énergie de chauffage pour l'ensemble du parc, en généralisant ces techniques dans le parc antérieur à 1975 (après évaluation du marché potentiel).

4.5. L'architecture bioclimatique, la haute qualité environnementale et le développement durable

Trois concepts relatifs aux méthodes de conception et de construction connaissent un essor important depuis quelques années et doivent être définis avec précision.

L'architecture bioclimatique a pour objectif premier de conduire à une économie de moyens lors de la construction et de l'utilisation de l'habitat. Le moyen qui est privilégié à cet effet est la valorisation des ressources du site en soleil, en eau et en énergie, y compris les ressources du sol en énergie et en matériaux de construction. D'où une attention prioritaire portée aux problèmes de chauffage et de qualité d'ambiance. La méthode est celle de la mise en _uvre de solutions architecturales axées sur l'exposition au vent et au soleil, sur la compacité, sur l'utilisation d'énergies renouvelables et sur l'utilisation de matériaux locaux et naturels.

La haute qualité environnementale (HQE), quant à elle, correspond à une logique de cibles techniques sans proposition de moyens architecturaux. La HQE n'inclut donc pas de propositions relatives à la compacité ou à la valorisation des énergies renouvelables, ni d'ailleurs de moyens humains comme la participation des futurs utilisateurs, le dialogue avec les populations locales et la participation au développement local.

L'approche développement durable consiste à intégrer le contexte régional de développement, en utilisant les compétences locales et en impliquant les collectivités locales.

4.5.1. La Haute Qualité Environnementale

Les principales réalisations en matière de Haute Qualité Environnementale appartiennent aux domaines du logement social, des bâtiments scolaires ou administratifs.

Dans le domaine du logement social, le Plan Urbanisme Construction Architecture (PCA) a lancé en 1993 un programme comprenant un volet expérimental : les Réalisations EXpérimentales HQE, appelées aussi les REX HQE, se traduisant par un appel à propositions auprès des maîtres d'ouvrages du secteur résidentiel social. 13 REX ont été sélectionnées pour un total de 584 logements.

Le domaine des bâtiments scolaires comprend plusieurs réalisations de qualité. Le Lycée HQE de Calais, d'une surface de 20322 m², qui accueille 1800 élèves entend être un modèle d'efficacité en HQE, avec son éolienne et ses réservoirs à eau de pluie pour des usages sanitaires sur la toiture. Le choix des matériaux est un des points clé de l'édifice, assorti qui plus est, d'un chantier à faible nuisance lors de la construction. Le Maître d'ouvrage de cette réalisation fut le Conseil Régional du Nord-Pas de Calais. Le Lycée HQE de Caudry dans le Nord répond aux mêmes caractéristiques, l'éolienne en moins.

Dans le domaine des bâtiments administratifs, on peut citer le siège de la DIREN PACA à Aix-en-Provence, où l'accent est mis sur le confort d'été et la qualité des ambiances visuelles.

En tout état de cause, le surcoût de la HQE est de l'ordre de 36 %, faisant passer le budget d'un Collège, par exemple, de 55 millions F à 75 millions F.

Dans le domaine de la Haute Qualité Environnementale, la France est en retard par rapport à certains pays européens comme l'Allemagne où la totalité des projets de construction doivent respecter les normes correspondantes.

4.5.2. L'architecture bioclimatique

Les réglementations thermiques successives ne peuvent suffire pour parvenir à des niveaux d'énergie de chauffage de 30 kWh / m² dans la construction neuve en 2050, qui doivent constituer un objectif prioritaire dans le cadre de la maîtrise de la demande d'énergie.

Cet objectif correspondrait à une diminution des consommations unitaires de chauffage du logement neuf de 10 % tous les 5 ans et n'a donc rien d'irréaliste.

Figure 13 : Objectifs de consommation unitaire des logements neufs (kWh/(an.m2)

(source : J-P TRAISNEL, CNRS-IFU)

graphique

L'isolation renforcée par des mesures comme celles de la Réglementation Thermique de 1975 ou de celle de 2000, ne pouvant suffire, des réflexions d'ensemble sont nécessaires, comme celles décrites sous le nom d'architecture bioclimatique, pour parvenir à de tels niveaux de consommation dans des conditions économiques réalistes.

L'architecture bioclimatique a fait l'objet de recherches au CNRS de 1976 à 1980. L'action thématique programmée (ATP)  Habitat solaire a permis d'améliorer la connaissance et la modélisation des transferts thermiques, notamment par convection naturelle, au sein des habitations et s'est également traduite par des recherches sur le confort.

Simultanément, des maisons individuelles ont été réalisées, par exemple à la suite du concours 5 000 maisons solaires, dans le village solaire de Nandy. Le logement collectif a également fait l'objet d'applications, avec les opérations Habitat Original par la Thermique (HOT), et avec d'importants programmes de réhabilitation thermique dans le parc social au cours des années 1982-1986.

Tableau 28 : Principes et exemples de l'architecture bioclimatique

(source : J-P TRAISNEL, CNRS-IFU)

paramètres de conception

conservation de la chaleur

captation du rayonnement solaire

distribution et gestion de l'air

forme

compacité, contiguïté, espaces de transition

orientation

volumes captants

relations Sud-Nord et rez-de-chaussée - étages

enveloppe opaque

isolation

mur trombe30

isolation dynamique

enveloppe vitrée

VIR

isolants transparents

optimum apports-déperditions

fenêtre ventilée

dispositifs intérieurs

inertie thermique

récupération des gains (internes et solaires)

 

couplage VMC - volumes captants (vérandas)

Une autre voie importante est celle de l'intégration de modules photovoltaïques à l'enveloppe des bâtiments. La récupération des eaux de pluie constitue un autre défi qui mérite d'être étudié.

Les références de réalisations bioclimatiques sont nombreuses : le lycée Albert Camus à Fréjus (architecte : Norman FOSTER), le lycée Maximilien Perret à Alfortville, la Nouvelle Université d'Aix en Provence, le bâtiment bioclimatique de l'IUP de Perpignan qui date de 1986 et comporte des volets pivotants dans les classes et l'auditorium, le nouveau bâtiment de l'IMP à Perpignan (15 kWc de panneau PV au Sud, vitrages au Nord).

Les diverses recherches et expériences conduites dans l'habitat bioclimatique se soldent par d'incontestables succès techniques. Des méthodes de calcul éprouvées sont désormais disponibles, tant pour tenir compte des apports solaires dans les logements que les intégrer dans la réglementation thermique du logement neuf depuis 1982.

De nouveaux objectifs doivent aujourd'hui être visés, à savoir une amélioration d'une part de la maîtrise du stockage thermique, et, d'autre part, de la gestion des surchauffes.

Le développement de l'architecture bioclimatique doit être activement recherché, tout en évitant à tout prix les contre-références comme les réalisations qui se traduiraient par un confort global défaillant, notamment en été. Il convient également d'être attentifs aux garanties de résultats ainsi qu'à la maîtrise des coûts, en limitant les surcoûts d'étude et de construction.

En tout état de cause, il convient de mettre en place les conditions d'un véritable changement culturel, en intégrant dans le modèle urbain de référence l'impératif de la maîtrise des consommations totales.

*

Il serait illusoire de penser que la demande d'augmentation du confort global pourrait être contrecarrée par quelque moyen que ce soit. En réalité, il s'agit de l'accompagner et de mettre en place les moyens de satisfaire cette demande, tout en réduisant dans toute la mesure du possible les consommations d'énergie et en offrant des alternatives aux énergies traditionnelles.

A ce titre, il conviendrait de réviser la conception de la Réglementation Thermique 2000. En effet, l'opportunité d'une rigueur accrue des exigences d'isolation doit être mise en balance avec une augmentation des apports solaires. En outre, il conviendrait de déterminer quelle place donner aux énergies renouvelables, sur la base d'études estimant avec précision le surcoût de la conception bioclimatique et de l'intégration des ENR.

Mais, en définitive, c'est la formation des concepteurs - architectes, bureaux d'études - ainsi que des professionnels du bâtiment, qui constitue sans aucun doute le point critique dans un développement de techniques dont l'apport pourrait être considérable dans l'effort national de maîtrise de l'énergie.

5. Le stockage d'énergie non électrique et en particulier d'énergie thermique

On a vu précédemment l'importance du stockage de l'électricité pour un ensemble de sources d'énergie renouvelables, comme le solaire photovoltaïque voire les éoliennes.

Les technologies des batteries sont suffisamment éprouvées pour que d'autres formes d'énergie soient converties en électricité lorsqu'il y a besoin de les stocker, même si les batteries ont des capacités limitées.

Mais, pour autant, il est possible de stocker l'énergie sous forme d'air comprimé, sous forme mécanique mais aussi et surtout sous forme d'énergie calorifique.

5.1. Les voies mineures de l'air comprimé et de l'énergie mécanique

Le stockage et la distribution d'énergie sous forme d'air comprimé se font depuis de longues années dans l'industrie, en particulier dans les mines à grisou où l'électricité est proscrite en raison des risques d'explosion.

Pour autant, il ne s'agit pas d'une solution satisfaisante, en raison des mauvaises performances des compresseurs et du fait qu'il s'agit de compressions isothermes où l'on fabrique autant de chaleur que d'énergie stockée. En tout état de cause, l'énergie dépensée par les compresseurs est supérieure à l'énergie stockée. Par ailleurs, on ne sait pas récupérer le froid généré par la décompression. Le bilan énergétique est donc au total défavorable.

D'autres dispositifs sont utilisables pour stocker l'énergie, comme par exemple les volants d'inertie. Ces dispositifs présentent actuellement deux inconvénients, d'une part leur prix et d'autre part une énergie stockée par unité de masse inférieure à celle des dispositifs électrochimiques.

En tout état de cause, le stockage d'énergie thermique ne présente pas ces limitations.

5.2. Le stockage thermique et le transport à longue distance

Le stockage thermique n'est pas considéré en France comme un problème important de la politique énergétique.

C'est une profonde erreur si l'on veut bien considérer l'ampleur des besoins et des quantités d'énergie consommées pour produire du froid et de la chaleur qui ne sont fréquemment pas valorisées.

Les besoins de stockage de froid sont considérables, qu'ils soient associés aux énergies renouvelables ou non. Le froid est en effet un élément essentiel de la conservation des aliments. Il est également de plus en plus un élément de confort recherché, non seulement dans le tertiaire mais également dans le résidentiel. Les Etats-Unis et les pays d'Asie du Sud-Est constituent à l'heure actuelle les marchés les plus importants mais l'Europe voit la croissance de la demande exploser à son tour.

Par ailleurs, de nombreux systèmes industriels produisent du froid dans des quantités variables au cours de la journée, d'où la nécessité de stockage, les besoins ne s'exprimant pas toujours au même moment.

Dans l'habitat, tertiaire ou résidentiel, les besoins de froid apparaissent en milieu de journée, d'où l'intérêt d'un stockage si le coût de production du froid est inférieur la nuit.

Les marchés du stockage du froid sont gigantesques31. Ainsi aux Etats-Unis, les réseaux de « district cooling » ou de distribution d'eau glacée doivent être équipés de systèmes de stockage de froid pour écrêter la consommation d'électricité. Dans les pays chauds où le pic de consommation d'électricité apparaît l'été du fait de la climatisation, l'installation de systèmes de stockage de froid peut même être obligatoire.

Les procédés de stockage du froid ou de la chaleur sont multiples. Ils peuvent mettre en _uvre des chaleurs sensibles, des chaleurs latentes de changement de phase, des chaleurs de réaction, de dilution, d'absorption ou de désorption. L'eau qui a une bonne capacité de stockage est utilisée pour les systèmes de grande taille. La glace a l'avantage de proposer une température bien définie. Les sels eutectiques ont également une température de changement bien définie32. Les hydrates salins sont peu coûteux mais des phénomènes de congruence peuvent dégrader leurs performances. Les paraffines ont également un intérêt.

S'agissant de la chaleur industrielle, les systèmes de cogénération produisent de l'électricité et de la chaleur simultanément, alors que les besoins peuvent être se produire à des moments différents.

Pour le stockage de la chaleur à température élevée, différents types de matériaux peuvent être utilisés, comme le béton armé, le chlorure de sodium, les briques réfractaires, les huiles minérales et les sels fondus à eutectique pour les hautes températures, ainsi que pour des systèmes thermochimiques basés sur la sorption solide-gaz, à présent bien éprouvée.

Le transport à longue distance de la chaleur par simple transport d'un gaz activant des processus physico-chimiques sans autre apport énergétique, est un concept nouveau dont l'intérêt est évident pour l'utilisation rationnelle de l'énergie et la diminution des émissions de CO2. Ce concept revient à synthétiser de la chaleur ou du froid à grande distance d'une source thermique et pourrait trouver des applications pour valoriser les rejets thermiques de plates-formes industrielles, de centrales thermiques ou nucléaires ou de centrales fonctionnant en cogénération.

6. La biomasse, un ensemble de perspectives prometteuses

A l'instar de l'ensemble des énergies renouvelables, multiples et d'origines variées, la biomasse utilisable à des fins énergétiques offre de multiples possibilités.

Certaines sont utilisées depuis les origines de l'humanité, comme le bois énergie ou les déjections animales, ce qui ne les empêchent pas de constituer des sources d'énergies importantes pour l'avenir.

D'autres pistes utilisées traditionnellement avec certaines composantes de la biomasse sont également très anciennes dans d'autres usages mais peuvent être d'une grande utilité pour élargir les sources d'énergies. C'est le cas notamment de la fermentation alcoolique qui conduit à l'éthanol utilisable comme carburant. C'est aussi le cas de la méthanisation des matières fermentescibles, qui conduit à la production de méthane, un gaz énergétique.

A côté des procédés traditionnels dont les rendements peuvent être accrus grâce à la chimie et à la physique modernes, l'on trouve aussi de nouveaux procédés, chimiques ou biochimiques, qui ont tous pour but de mobiliser les énergies contenues ou de récupérer les molécules utiles dans des matières ou des matériaux non utilisés jusqu'alors pour produire de l'énergie.

Au total, la biomasse offre une palette de possibilités considérable pour la production d'énergie.

Il s'agit d'une énergie renouvelable, à raison de son taux de rotation, ce qui oblige à une exploitation raisonnée de la biomasse incluant des phases de non-disponibilité de ses ressources.

Il s'agit aussi d'une énergie dont le bilan en termes de CO2 est par définition équilibré du fait du mécanisme de la photosynthèse, pour autant que l'on utilise ce que l'on plante.

Il s'agit toutefois d'une voie dont le bilan énergétique doit être évalué avec précision, puisque la culture, la collecte et la transformation de la biomasse exigent le plus souvent une dépense énergétique.

6.1. Un ensemble considérable de possibilités différentes

L'utilisation de la biomasse met en _uvre des méthodes très diversifiées fondées sur la structure des végétaux ou sur certaines réactions chimiques qu'il est indispensable de rappeler pour ordonner ce sujet foisonnant.

6.1.1. La combustion de la biomasse et son intérêt, compte tenu de son innocuité théorique vis-à-vis de l'effet de serre

Il est évident que la biomasse ne peut être considérée comme une énergie renouvelable que dans la mesure où les ressources consommées sont remplacées par de nouvelles plantations.

S'agissant de l'impact de la combustion de biomasse, une autre contrainte existe. La combustion donnant lieu à l'émission de CO2, le bilan n'est nul vis-à-vis de l'effet de serre que si des plantations sont faites à raison de la vitesse de destruction de la ressource.

La photosynthèse est le processus par lequel les végétaux et certaines bactéries effectuent la synthèse de molécules organiques comme le glucose, à partir du gaz carbonique, en utilisant l'énergie lumineuse.

Cette question simple traduite sous la dénomination des puits de carbone a été une pierre d'achoppement des négociations sur le climat et sur la mise en _uvre du protocole de Kyoto. Lors de la conférence de La Haye en novembre 2000, qui s'est soldée par un échec, les Etats-Unis ont estimé qu'aucun programme de lutte contre le réchauffement climatique ne pouvait être complet si l'on ne reconnaissait pas le rôle des forêts et des terres agricoles qui stockent dans certaines conditions du carbone qu'ils prélèvent dans l'atmosphère et permettent ainsi de diminuer les rejets de gaz carbonique.

En réalité, le phénomène est mal connu sur un plan scientifique global.

En tout état de cause, la combustion de la biomasse n'est probablement pas la méthode la plus performante pour la valoriser en terme de lutte contre le changement climatique.

6.1.2. La biomasse source de glucides, chaînes plus ou moins longues de molécules d'un grand intérêt

Les sucres ou glucides sont des composants essentiels et multifonctionnels des êtres vivants, en particulier de la biomasse. Sur le plan énergétique, les glucides ont un intérêt capital puisqu'ils servent au stockage d'énergie et entrent dans la composition des parois cellulaires.

Plusieurs catégorisations peuvent être faites pour les glucides.

1. Les sucres ou glucides peuvent être rangés en trois classes, selon leur comportement par rapport à l'hydrolyse : les oses, qui ne sont pas hydrolysables, les holosides qui sont hydrolysables exclusivement en oses ou en mélange d'oses et les hétérosides dont l'hydrolyse conduit à des oses et à des aglycones qui ne sont pas des oses.

2. Une autre méthode de classement des sucres prend appui sur le fait qu'il s'agit de molécules simples monomères ou bien de polymères.

Les glucides ou sucres simples sont des molécules organiques monomères le plus souvent cycliques ayant de 2 à 7 atomes de carbone et dotées de fonctions alcool OH sur leur pourtour.

Le glucose est d'une grande importance biologique puisqu'il est l'élément central du métabolisme glucidique de l'organisme.

La structure du glucose est un cycle hexagonal formé de 5 atomes de carbone et d'un atome d'oxygène qui a une forme de chaise. Ce cycle est complété par un groupement CH2OH et 4 groupements OH au-dessus ou au-dessous du plan moyen du cycle. Le fructose est également un sucre monomère, très abondant dans les plantes et les fruits.

Le ribose est également d'une grande importance aussi, puisqu'il fait partie de la structure de l'ARN. Sa structure est celle d'un cycle pentagonal à 4 atomes de carbone et un atome d'oxygène, avec un groupement CH2OH et trois groupements OH au dessus ou au dessous du plan moyen du cycle.

Les glucides peuvent également être des polymères, plus ou moins complexes.

Le saccharose ou sucre ordinaire que l'on extrait en particulier de la canne à sucre et de la betterave, est une chaîne courte comprenant deux sucres simples. C'est un disaccharide, c'est-à-dire une chaîne formée d'une molécule de glucose et d'une molécule de fructose condensées par deux groupements OH avec perte d'une molécule d'eau. Le lactose est un autre disaccharide, formé d'un cycle glucose et d'un cycle de galactose ou sucre du lait.

Les polymères à chaîne longue unissant un grand nombre de sucres simples sont également très présents dans la nature.

L'amidon (C6H10O5) qui constitue une réserve d'aliments pour les plantes, entretient la vie de la tige ou du tubercule pendant le repos hivernal et assure le développement. Il est présent dans le tubercule (pomme de terre, betterave) ou bien dans la graine. C'est également un glucide de type polymère. L'amidon peut facilement être hydrolysé en glucose par des acides dilués et des enzymes, les amylases. Il peut aussi donner naissance, au maltose, un disaccharide, par hydrolyse enzymatique.

La cellulose (C6H10O5)n, qui est le principal constituant des parois des cellules végétales et le composant organique le plus abondant de la biosphère, est aussi une chaîne formée de milliers de modules élémentaires33. Les propriétés chimiques de la cellulose sont en rapport avec sa fonction biologique, c'est-à-dire rigidité, insolubilité et inertie chimique.

L'extraction de molécules formant la chaîne de la cellulose est donc une entreprise réalisable à l'aide d'acides et d'enzymes, mais les procédés correspondants sont complexes.

Les hémicelluloses sont un vaste groupe de sucres polymères insolubles dans l'eau, qui sont associés à la cellulose dans les parois cellulaires des plantes.

6.1.3. La fermentation alcoolique

La fermentation alcoolique donne lieu à la formation d'éthanol C2H5OH à partir de glucose, selon la réaction suivante : C6H12O6 ->2 CO2 + 2 C2H5OH.

Le glucose est présent dans les sèves végétales, les jus de fruits et le miel. C'est, comme on l'a vu, l'un des sucres monomères, catégorie qui comprend aussi le galactose et le fructose.

6.1.4. La fermentation méthanique

La fermentation méthanique comprend de nombreuses phases. Ces phases qui peuvent se dérouler dans un même récipient ou digesteur, sont l'hydrolyse qui fournit des monomères à partir des polymères organiques et qui conduit à des acides gras, des acides aminés et des sucres notamment.

La phase de fermentation suivante fournit des acides et des alcools à plus ou moins longue chaîne.

L'acétogénèse qui suit transforme les composés précédents en acétates, formiate et hydrogène. La méthanisation intervient enfin.

Ces transformations chimiques s'effectuent sous l'action de micro-organismes anaérobies.

6.1.5. L'ETBE

L'attractivité de l'éthanol en tant que carburant, peut être accrue par sa transformation, par réaction avec l'isobutylène, en ETBE (Ethyl Tertio Butyl Ether), dont la formule chimique est CH3-CH2-O-C4H9.

L'isobutylène est fabriqué à partir de gaz naturel liquide. C'est aussi un co-produit des opérations de raffinage et de la pétrochimie.

L'ETBE présente l'intérêt essentiel de posséder en effet un indice d'octane élevé. L'ETBE peut être mélangé à l'essence dans des proportions allant jusqu'à 20 %.

L'ETBE ne doit pas être confondu avec le MTBE, Methyl Tertio Butyl Ether, dont la formule est CH3-O-C4H9. Le méthanol était autrefois appelé l'alcool de bois. L'usage du MTBE est souvent critiqué en raison de sa nocivité vis-à-vis des nappes phréatiques et de la couche d'ozone.

6.1.6. Le diester

La production mondiale de plantes oléagineuses s'élève chaque année à plusieurs dizaines de millions de tonnes. Ces plantes donnent notamment des huiles fluides issues du soja, du tournesol, du colza, du coton ou de l'olive que l'on distingue des huiles de palmier dont font partie l'huile de palme ou de coco.

D'une manière générale, les corps gras sont constitués à 99 % par des triglycérides.

On rappelle que l'estérification d'un acide gras par un alcool s'effectue par la réaction suivante qui conduit à la formation d'une molécule d'eau :

R-COOH + HOR' ->R-COOR' + H2O.

Les triglycérides sont eux-mêmes des triesters du glycérol CH2OH-CHOH-CH2OH et d'acides gras R-COOH.

Les triglycérides sont susceptibles de subir une hydrolyse et de former des diglycérides.

Dans la pratique, le pressage des graines de colza ou de tournesol livre, d'une part des tourteaux pouvant servir d'aliments pour les animaux, et, d'autre part, des huiles qui peuvent subir une estérification avec du méthanol pour donner des di ou tri-ester dont les caractéristiques physico-chimiques sont très voisines de celle du gazole pétrolier.

Pour des raisons de meilleure tenue dans les moteurs, les diesters utilisés comme carburants automobiles sont préparés à partir du colza.

6.1.7. La pyrolyse

La pyrolyse est la décomposition d'un corps sous l'action de la chaleur. Après une phase de scission radicalaire, des réarrangements atomiques ou moléculaires se produisent pendant la phase dite de condensation pour donner naissance à de nouveaux composés chimiques. Les réactions pyrolytiques se produisent souvent dans des conditions de température et de pression élevées, le cas échéant en présence de catalyseurs, de solvants ou de lumière.

L'industrie chimique applique souvent la méthode de la pyrolyse, notamment les industries pétrochimiques ou carbochimiques.

Dans le domaine de la biomasse, un exemple important de réaction pyrolytique est l'extraction du méthanol du bois, d'où son nom d'alcool de bois.

Une autre possibilité est la pyrolyse hydrogénante de la biomasse, qui conduit à un mélange d'hydrocarbures avec une teneur en oxygène plus élevée que les hydrocarbures fossiles.

6.1.8. La gazéification

La gazéification de la biomasse, en particulier du bois, est un procédé qui permet d'obtenir un mélange gazeux.

Dans la pratique, la gazéification comprend plusieurs étapes. La première est celle du chauffage et du séchage de la biomasse, suivie d'une deuxième étape de dégazage.

Sous l'action d'air, d'oxygène et de vapeur, une dernière étape permet l'oxydation partielle de la biomasse et la réduction du CO2 et de l'eau formés en CO et H2, réactions accompagnées d'une gazéification du carbone solide en CO.

La gazéification de la biomasse a fait l'objet d'études et de construction de pilotes en France jusqu'en 1987, une installation pilote à Clamecy ayant été fermée après les tests.

D'autres pays comme la Finlande, la Suède ou même le Royaume Uni ont pour leur part continué leurs investissements dans ces technologies.

La Finlande a mis au point à Värnamo une installation de type IGCC (Integrated Gas Combined Cycle), qui a une puissance de 6 MWe pour l'électricité et de 9 MWth pour la chaleur, fournie à un réseau de chaleur urbain. Les Etats-Unis s'assignent des objectifs importants dans ce domaine.

En tout état de cause, différents types d'installations peuvent être envisagées, à l'échelle d'une ferme, d'une entreprise ou à échelle plus importante, mais les installations de type IGCC, les plus novatrices semblent n'être rentables pour le moment que pour des puissances élevées.

6.2. L'intérêt multiple du biogaz

La directive européenne sur l'électricité produite par des sources d'énergie renouvelables (SER) a explicitement inclus le biogaz de décharges dans les énergies renouvelables, biogaz issu de « la digestion de la fraction biodégradable des déchets urbains valorisés ».

La biodégradation des déchets ménagers constitue un mode de traitement complémentaire de l'incinération. Il n'existe pas, dans les faits, de guerre entre le recyclage par incinération et le recyclage par biodégradation.

L'importance de l'incinération des déchets urbains et de la production de chaleur associée est considérable en France.

La valorisation du gaz de décharge est également d'une importance capitale dans la lutte contre le changement climatique. Le méthane est en effet un gaz à effet de serre 21 fois plus nocif que le CO2. Or il est émis suite à la décomposition des matières organiques à l'abri de l'air, notamment par les décharges, qu'elles soient en France ou dans d'autres pays, en particulier dans les pays en développement. On estime que les émissions de CH4 par les seuls pays en développement équivalent, en termes d'impact sur l'effet de serre, aux émissions de CO2 de la France34.

Ce qui est clair en tout état de cause, c'est qu'entre une décharge à l'air libre et une installation de stockage et de production d'énergie à partir du gaz de décharge, il y a une création de valeur au lieu de l'acceptation d'une nuisance35.

En réponse aux contraintes pesant sur les décharges de classe 2 depuis octobre 1997, celles-ci sont étanches tant vis-à-vis des nappes phréatiques que de l'atmosphère. De fait, 95 % du CH4 formé est confiné. Au reste, les décharges confinées avec récupération du CH4 sont des bioréacteurs fiables, dont les rendements en CH4 atteignent près de 50 %.

La seule combustion du méthane formé dans une décharge confinée, et donc la transformation du CH4 en CO2, permet de diviser par 21 l'impact des émissions en matière d'effet de serre. La valorisation énergétique du gaz en électricité est faite en France.

A titre d'exemple, on peut citer une réalisation d'ONYX et de DALKIA qui ont récemment mis en service une solution de valorisation en électricité du biogaz produit par les deux décharges du Plessis-Gassot et de Claye-Souilly qui reçoivent les déchets de plus de 2 millions de personnes de la région parisienne. La production d'électricité, réalisée avec un groupe de 11 MW, couvre les besoins de 50 000 personnes. Sur les 12 prochaines années, l'énergie produite devrait représenter l'équivalent de 850 000 tonnes équivalent pétrole.

Tableau 29 : État actuel et perspectives de la production d'énergie à partir des déchets

 

puissance installée

en 2000

potentiel de puissance installée pour 2010

usines d'incinération d'ordure ménagère

300 MW

500 MW

valorisation du biogaz

40 MW

120 MW

Environ 50 % des tonnages mis en décharge chaque année en France sont d'origine industrielle. Les réflexions doivent intégrer cette donnée essentielle.

Peut-on pour autant attendre des sauts technologiques dans le domaine de la valorisation des déchets ménagers ?

La qualité du biogaz, liée à celle de la décharge et du drainage, est altérée par les impuretés solides qu'il peut contenir, essentiellement de la silice. Le débit de gaz et également sa qualité sont fonction de la pression atmosphérique sur le couvercle de la décharge. Avec une torchère pouvant brûler les excédents momentanés de biogaz produits par la décharge, la fourniture a une régularité jugée satisfaisante par EDF. On estime à une quinzaine d'années la durée de production d'un compartiment de décharge par fermentation anaérobie, ce qui donne une dimension de long terme à ce type d'investissement.

Pour une collectivité locale, le coût de traitement à court terme des ordures ménagères est de 300 à 400 F / t. La valorisation en aval vient en déduction de ce coût et est payée par l'utilisateur du réseau de chaleur ou de l'électricité produites.

Des travaux ont été effectués récemment par le Conseil général des Mines sur les paramètres de la décision pour les collectivités locales.

En tout état de cause, pour un industriel, les conditions de réalisation d'une décharge avec valorisation du biogaz sont de trois ordres. D'une part, le taux de rentabilité interne doit être supérieur à 10 %. D'autre part le site doit se situer à proximité d'un poste de raccordement EDF. Enfin les conditions de rétribution du client amont ne doivent pas pénaliser la rentabilité du projet.

L'arbitrage entre incinération et décharge avec valorisation du biogaz dépend en particulier d'une batterie de paramètres. La valorisation du biogaz s'applique à des sites ruraux avec des tonnages importants, supérieurs à 200 000 tonnes par an. L'incinération est préférable dans des sites urbains, avec des tonnages de 100 à 200 000 tonnes par an. Au demeurant les conditions économiques, sociologiques et écologiques influent aussi sur le choix.

En outre, la valorisation du biogaz peut se faire par la technologie four-chaudière ou par la technologie des moteurs à gaz, selon le volume annuel (voir tableau ci-après).

Tableau 30 : Critères de choix d'une technologie de valorisation des déchets ménagers

tonnages

technologie

100-200 000 tonnes /an

incinération

200 000 tonnes < < 500 000 tonnes / an

biogaz / moteur à gaz

> 500 000 tonnes / an

biogaz / four-chaudière

En tout état de cause, il importe de remarquer que 20 départements français ne mettent pas en _uvre de traitement des déchets. Dans certains cas, comme pour les Alpes maritimes, on constate des lacunes parallèles en matière de traitement des déchets et de production locale d'électricité.

6.3. Le bois-énergie et les cultures énergétiques : possibilités, bilan et avenir

6.3.1. Le bois énergie

La forêt française couvre 15 millions d'hectares. Les deux utilisations principales de ses produits sont d'une part le bois matériau et le papier, et, d'autre part, le bois énergie.

Le bois d'_uvre et de trituration utilisé par l'industrie du bois et l'industrie papetière représente 36 millions m3 par an36.

Le bois énergie comprend le bois de feu officiellement commercialisé (2,5 millions m3), le bois de rebut valorisé (10 millions m3), les prélèvements hors forêts (10 millions m3) et les bois de feu de l'autoconsommation et du marché parallèle (19,5 millions m3). Selon l'ADEME, la quantité additionnelle de bois énergie disponible à terme pour la production d'énergie, sans concurrence avec l'industrie, et mobilisable à des coûts acceptables, est de 10 à 12 millions de m3 par an, correspondant à 3 Mtep par an.

Tableau 31 : Ressources en bois énergie, utilisées ou disponibles

(source : ADEME, 1994)

provenance

consommation annuelle37

potentiel d'augmentation annuelle

augmentation économiquement envisageable

forêts

25 millions m3

37,5 millions m3

12 millions m3

bois de rebut et de déchetterie non valorisés

15 millions m3

1,5 millions m3

-

total

40 millions m3

39 millions m3

12 millions m3

équivalent tep

9 M tep

9 Mtep

3 Mtep

La valorisation thermique du bois fait l'objet du programme bois-énergie de l'ADEME. Ce programme qui portait de 1994 à 1998 sur 10 régions, est étendu à toute la France depuis 1999. 117 chaufferies collectives et 68 chaufferies industrielles au bois ont été réalisées de 1994 à 1998, le rythme s'accélérant depuis 1998 et passant à 150 unités par an.

Le nouveau programme bois-énergie 2000-2006 de l'ADEME a pour objectif d'installer plus de 1000 chaufferies nouvelles dont 400 dans le secteur industriel (filière bois) et 600 dans le secteur urbain ou collectif. La puissance supplémentaire installée doit dépasser 1000 MW pour une consommation de bois de 2 millions de m3 par an. Ce programme permettra d'économiser 300 000 tep par an de combustibles fossiles.

Une conséquence à prendre en compte de l'augmentation des usages du bois-énergie est le renchérissement des coûts de la ressource. Ainsi, le coût du kWh thermique est de 5 cF pour les installations utilisant des déchets de bois de l'industrie. Pour les ressources nouvelles à mobiliser, ce coût pourrait atteindre 10 à 15 cF / kWhth.

L'ADEME évalue à 6 millions m3 la quantité supplémentaire que l'on pourrait extraire des forêts à des coûts acceptables. Ceci impose une nouvelle structuration de la filière bois, déjà entamée dans le cadre du programme bois-énergie de l'ADEME.

6.3.2. La paille et les autres résidus ligno-cellulosiques

Par comparaison à de nombreux pays, dont le Danemark, la France a négligé la valorisation de la paille.

Pourtant, l'agriculture française produit 25 millions de tonnes de paille par an38. L'INRA estime que sur ce total, 5 millions de tonnes sont disponibles sans concurrencer d'autres usages, ni sans créer de danger agronomique.

Ce tonnage représente un potentiel énergétique considérable, comparable à 300-400 000 hectares de cultures énergétiques.

D'autres résidus ligno-cellulosiques de cultures existent, comme les tiges de maïs, dont la plus grande partie est enfouie dans le sol faute d'utilisations39.

Bien entendu, la collecte de ce type de ressources ne serait pas sans poser des difficultés d'organisation et sans occasionner des dépenses énergétiques. Mais on peut imaginer des filières de proximité en liaison avec des chaufferies collectives.

6.3.3. Les différents types de cultures énergétiques

Les cultures énergétiques peuvent être classées en deux catégories.

La première catégorie est celle des cultures ressortissant de l'agronomie générale comme celles du blé, de la betterave et du colza, dont le produit est soit l'amidon principalement, soit des corps gras de type glycérides. Ces cultures conduisent classiquement à l'éthanol ou au diester utilisés comme additifs aux carburants.

La deuxième catégorie de culture énergétique correspond aux cultures ligno-cellulosiques, qui diffèrent selon les régions en fonction des conditions pédo-climatiques.

Concrètement, appartiennent à cette catégorie, les taillis à rotation courte, allant de 2 à 7 ans, les peupliers ou les aulnes que l'on peut envisager de développer dans les zones agricoles marginales, comme les fonds de vallée. On range également dans cette catégorie les cultures pérennes de graminées exploitées annuellement, comme l'herbe à éléphant ou miscanthus ou le « switch grass » qui font partie des espèces végétales retenues par les pays scandinaves, en particulier le Danemark pour augmenter la contribution des énergies renouvelables. D'autres graminées sont à ranger dans la catégorie des cultures ligno-cellulosiques, comme la canne à sucre, la canne de Provence ou le roseau.

L'Office parlementaire d'évaluation des choix scientifiques et technologiques a consacré en 1997-1998 un rapport à l'étude des « perspectives de développement des productions agricoles à usage non alimentaire »40.

Ce rapport, dont les conclusions sont toujours actuelles, mettait en évidence les domaines de développement possibles, notamment pour les corps gras, les détergents et les cosmétiques, les plantes à fibre et les biopolymères.

S'agissant des biocarburants, le rapport soulignait l'espoir représenté par une telle filière, pour l'agriculture française mais aussi pour l'économie toute entière : « l'existence d'une telle filière pourrait rendre d'inestimables services à l'économie française en cas de crise au Moyen-Orient ou de choc pétrolier, événements ne relevant pas précisément de cas d'école... ».

6.4. Les biocarburants : un potentiel à reconsidérer

L'intérêt des cultures énergétiques, en particulier de celles conduisant aux biocarburants, est fonction de plusieurs critères. D'une part, les rendements en volume récolté à l'hectare doivent être aussi élevés que possible. D'autre part, l'énergie dépensée pour la culture et la récolte doit être inférieure à l'énergie récupérable. Enfin, le bilan environnemental doit être meilleur que pour les combustibles fossiles usuels.

S'agissant des rendements agricoles proprement dits, ce sont évidemment les mêmes que pour les cultures alimentaires, pour chaque espèce considérée41.

6.4.1. Rendements et bilans énergétiques et environnementaux pour les biocarburants

L'intérêt des biocarburants est renforcé par le fait que le prix de l'alcool agricole est pour la première fois en mai 2001 passé, en prix hors taxes, en dessous du prix de l'essence sortie d'usine.

L'INRA fait état de deux types d'évaluation pour le contenu énergétique de la biomasse42.

S'agissant des biocarburants, des évaluations en valeur absolue ont été fournies à vos Rapporteurs. Le bilan énergétique de la filière diester (colza ou tournesol) est positif, puisque pour une tonne de carbone fossile consommée pour la culture et la récolte, 2,3 tonnes d'équivalent carbone fossile sont obtenues. Pour l'éthanol, le bilan est également positif mais dans une moindre proportion, puisque pour une tonne de carbone fossile consommée pour la culture et la récolte, 1,2 à 1,6 tonne d'équivalent carbone fossile est récupérée.

Une autre évaluation établie en valeur relative a également été établie, dans le cadre d'une étude plus vaste concernant le bilan environnemental de différentes filières de la biomasse. Cet impact environnemental de différentes filières de la biomasse a été calculé par l'INRA dans le cadre du projet européen Biofit.

La méthode retenue est de comparer le cycle de vie de différentes filières avec l'homologue fossile le plus proche. Ainsi, par exemple, l'herbe à éléphant ou miscanthus est comparée au gaz naturel, tant sur le plan énergétique, que pour les émissions de gaz à effet de serre, les émissions de SOx et de Nox, ainsi que pour la formation d'ozone troposphérique par photochimique.

Les résultats de cette étude sont présentés dans le tableau ci-après, qui doivent être considérés en valeur relative, par rapport à la base de comparaison choisie, et dont les valeurs absolues n'ont une valeur qu'indicative.

Tableau 32 : Bilan environnemental de différentes composantes de la biomasse

(source : Ghislain GOSSE, Projet Biofit, INRA)

 

rendement énergétique

MJ/MJ énergie utile

émissions de gaz à effet de serre

g CO2 eq. / MJ énergie utile

acidification et eutrophisation

g SO2 eq./MJ énergie utile

acidification et eutrophisation NO3 eq. / MJ énergie utile

potentiel de création d'ozone par photochimie g Ethen eq. MJ énergie utile

émission oxyde nitreux (N2O) g N2O eq. / MJ énergie utile

             
 

base de comparaison : énergie électrique

         

triticale

0,2

25

0,55

2

0,01

0,035

charbon

2,7

250

6

0,12

0,02

0,01

             
 

base de comparaison : énergie mécanique

         

diester de colza

1,8

210

2,4

12,5

0,13

0,4

diesel

3,6

290

0,8

4

0,13

0,025

             
 

base de comparaison : énergie mécanique

         

diester de tournesol

1,4

120

1,25

9

0,13

0,14

diesel

3,7

290

0,8

4,5

0,13

0,025

             
 

base de comparaison : énergie mécanique

         

ETBE (ethyl tertiobutyl ether)

4,6

290

1

2,1

0,42

0,08

MTBE (méthyl tertiobutyl ether)

7,9

430

0,8

1

0,44

0,04

             
 

base de comparaison : énergie calorifique

         

miscanthus

0,1

15

0,2

0,3

0,02

0,02

gaz naturel

1,25

65

0,05

0,1

0,02

0,005

             
 

base de comparaison : énergie calorifique

         

paille

0,05

5

0,2

0,2

0,015

0,01

gaz naturel

1,2

65

0,05

0,1

0,02

0,005

Une discussion approfondie des résultats précédents est nécessaire pour évaluer l'intérêt et les limites de la méthode employée.

La première colonne indique quelles sont les quantités d'énergie en MJ43 qu'il est nécessaire de dépenser pour obtenir 1 MJ d'énergie utile avec la matière première considérée (voir graphique ci-après).

Figure 14 : Estimation de l'énergie dépensée pour obtenir 1 MJ d'énergie
à partir de la source d'énergie considérée

(source : Ghislain GOSSE, INRA)

graphique

Ainsi, l'énergie nécessaire pour obtenir la quantité de triticale, un hybride du seigle et du blé, qui dégagera 1 MJ par combustion, est dix fois moins importante que celle consommée pour extraire et apporter la quantité de charbon permettant de récupérer la même quantité de 1 MJ. Ce résultat paraît quelque peu paradoxal. En réalité, il correspond à la situation d'une chaudière de faible capacité décentralisée en France, à proximité de cultures de triticale, alors que le charbon doit être importé et acheminé en milieu rural.

La comparaison du diester de colza ou de tournesol avec le diesel est également intéressante. L'énergie à fournir pour produire un volume de gazole susceptible de restituer 1 MJ, incluant le transport et le raffinage, est 1,9 fois supérieure à celle de son équivalent en diester de colza et 2,7 fois supérieure par rapport au diester de tournesol. Ce résultat vaut en particulier pour l'avantage qu'il donne au diester de tournesol par rapport au diester de colza.

S'agissant de l'ETBE (Ethyl Tertio Butyl Ether), l'étude montre qu'il y a un avantage énergétique à le privilégier au détriment du MTBE, un résidu du raffinage issu du vapocraquage d'hydrocarbures. Nonobstant, l'énergie consommée pour produire l'ETBE est relativement importante, puisqu'à l'énergie dépensée pour la collecte et la fermentation, s'ajoutent les dépenses énergétiques pour la distillation et l'éthérification.

Les résultats relatifs au miscanthus et à la paille doivent en tout état de cause être explicités, tant ils sont en apparence paradoxaux. La référence est le gaz naturel dans une situation où il y a simple combustion et donc absence de cogénération, ce qui, à l'évidence, diminue les performances globales du gaz. Par ailleurs, les hypothèses prises pour la valorisation de la biomasse lui sont favorables. En effet, il s'agit de chaudière de 2 MWth environ, avec un rayon de collecte compris entre 5 à 10 km, ce qui minimise les frais de transport et la dépense énergétique correspondante.

Quant aux bilans environnementaux établis par l'INRA (voir tableau précédent), leurs résultats sont, sauf pour les émissions de NO3, largement favorables aux différentes filières de la biomasse, ce qui soulève moins de difficultés que pour l'évaluation énergétique.

En tout état de cause, il semble nécessaire de poursuivre les études pour disposer d'évaluations incontestables et multidimensionnelles des avantages des biocarburants.

En effet, d'autres aspects doivent être quantifiés, notamment l'intérêt de ces productions en termes de contribution à l'indépendance énergétique ainsi qu'en termes de revenu national, dans la mesure où leur contenu en emplois nationaux est par définition beaucoup plus important que celui des hydrocarbures importés.

6.4.2. Le potentiel théorique des biocarburants

Compte tenu de la puissance de l'agriculture française, il peut apparaître intéressant d'estimer quelle pourrait être sa contribution théorique à l'approvisionnement en énergie, en particulier en carburants, de la France44.

On estime à 40 millions de tonnes équivalent pétrole, la consommation de carburants pour le transport routier. On peut alors poser la question suivante : quelle serait la surface agricole à spécialiser dans des cultures énergétiques pour fournir 25 % de cette consommation, c'est-à-dire pour fournir 10 Mtep ?

Deux paramètres importants sont alors à considérer : d'une part les surfaces et les productions agricoles françaises, et, d'autre part, les rendements énergétiques des différentes cultures envisageables.

Le tableau suivant donne les surfaces cultivées et les productions agricoles estimées pour 2001.

Tableau 33 : Surfaces agricoles françaises

(source : Agreste, Ministère de l'agriculture)

 

surfaces

production en tonnes (estimations 2001)°

surface agricole utile

30 000 000 ha

 

jachères

1 300 000 ha

 

forêts

15 000 000 ha

 
     

céréales

9 000 000 ha

 

blé tendre

4 600 000 ha

31 484 000 t

blé dur

324 000 ha

1 538 000 t

orge, escourgeon

1 660 000 ha

9 681 000 t

avoine

108 000 ha

458 000 t

seigle

32 000 ha

144 000 t

triticale

232 000 ha

1 168 000 t

maïs

1 891 000 ha

16 500 000 t

sorgho grain

63 000 ha

400 000 t

     

oléagineux

1 928 000 ha

 

colza

1 118 000 ha

3 093 000 t

tournesol

706 000 ha

1 700 000 t

soja

104 000 ha

320 000 t

     

protéagineux

454 000 ha

1 902 000 t

     

betteraves

428 000 ha

30 000 000 t

Les rendements énergétiques à l'hectare sont par ailleurs indiqués au tableau suivant. On constate des différences considérables, d'un facteur allant jusqu'à plus de 3.

Tableau 34 : Rendements énergétiques de cultures

(source : Édouard FABRE, CNRS)

culture

rendement énergétique à l'hectare en tep/ha/an

surface cultivée nécessaire pour obtenir 10 Mtep

colza

1 tep/ha/an

10 millions d'hectares

blé

1,3-1,4 tep/ha/an

7 millions d'hectares

maïs

1,7-1,9 tep/ha/an

5,5 millions d'hectares

betterave

3,5-3,8 tep/ha/an

3 millions d'hectares

triculture (blé, maïs, betterave)

2,5 tep/ha/an

4 millions d'hectares

Un calcul en première approximation conduit à une conclusion simple, suivant laquelle 10 Mtep pourraient être fournies par 4 millions d'hectares en triculture blé-maïs-betterave.

En intégrant les inputs et notamment les inputs d'engrais et d'énergie utilisée pour les cultures, on peut estimer à 5-6 millions d'hectares la surface agricole nécessaire pour fournir 25 % de la consommation nationale de carburants automobiles.

Ce chiffre brut est évidemment à rapprocher des 1,3 million d'hectares en jachère. Il est également à rapprocher des 9 millions d'hectares actuellement consacrés en France aux céréales.

6.4.3. Bilan et possibilités pratiques de développement des cultures énergétiques

Les surfaces consacrées en France aux cultures énergétiques, ont représenté 320 000 ha en 1999-2000, dont 20 000 hectares pour le blé et 300 000 hectares pour le colza et la betterave.

En 2002, compte tenu de la réforme de la politique agricole commune intitulée Agenda 2000, la production française totale de biocarburants devrait atteindre 761 507 tonnes, selon le tableau ci-après.

Tableau 35 : Estimation de la production française de biocarburants en 2002

(source : J.C. SOURIE, S. ROZAKIS, INRA)

2002 / tonnes

betterave

blé

colza

total

Production d'ETBE

249 333

124 667

 

374 000

Production de diester de colza

   

387 507

387 507

Total

249 333

124 667

387 507

761 507

La production de biocarburants a décollé en Europe au début des années 1990. L'Union Européenne est désormais le 3ème producteur mondial, derrière le Brésil et les Etats-Unis. Au sein de l'Union européenne, la France occupe le 1er rang avec la moitié de la production européenne d'éthanol et d'esters. On trouvera ci-après les chiffres de la production mondiale d'éthanol.

Tableau 36 : Production mondiale d'éthanol

(source : Le Betteravier français n° 768, 24 avril 2001)

 

volume

(millions d'hectolitres)

matière première

utilisation

Brésil

150

canne à sucre

mélange à 22% dans l'essence

Etats-Unis

60

maïs

mélange à 10 % dans l'essence

Canada

2,4

céréales

ETBE

France

1,1

70 % de betteraves

30 % de céréales

ETBE

Espagne

1

orge et blé

ETBE

Suède

0,2

blé ou orge

mélange de 5 à 10 % dans l'essence

Le récent plan Bush « National Energy Policy » assigne un objectif simple et clair en termes de biocarburants : atteindre en 2010 une part de 10 % des carburants utilisés.

Compte tenu du bilan énergétique favorable et des avantages environnementaux des cultures énergétiques, est-il possible d'augmenter sensiblement la production française de biomasse à usage énergétique ?

La culture à des fins énergétiques de plantes alimentaires comme le blé, la betterave ou le colza pourrait être étendue, à condition de lever des obstacles techniques et de mieux gérer qu'actuellement la concurrence entre cultures à usages alimentaires et cultures à usages énergétiques.

Sur un plan technique, les cultures pérennes récoltées annuellement introduisent une contrainte significative pour les agriculteurs. Alors qu'ils peuvent basculer d'une année sur l'autre, leur production d'une culture à une autre pour le blé, le colza ou la betterave, en revanche l'introduction d'une culture pérenne même récoltée annuellement introduit un élément de rigidité dans les productions que de nombreux exploitants ne sont pas prêts à accepter, sauf au cas où des programmes de soutien à long terme seraient mis en place.

D'autres obstacles techniques existent quant à la mobilisation à des fins de cultures énergétiques, des fonds de vallée ou de parties du territoire non cultivées. De telles cultures systématisées pourraient d'une part faire lever des oppositions, et, d'autre part, porter atteinte à la biodiversité.

Mais l'extension des cultures énergétiques doit d'abord être compatible avec la politique agricole et à ses objectifs en matière de cultures alimentaires.

A cet égard, nombreux sont les experts qui recommandent une meilleure coordination entre la politique énergétique européenne et la politique agricole commune. La réduction de 10 à 5 % des jachères à l'horizon 2002, suite à la réforme de cette dernière renforce l'importance de la question de l'opportunité d'étendre les surfaces consacrées aux cultures énergétiques, qui utilisent précisément en grande partie les surfaces en jachère.

L'INRA a récemment étudié l'intérêt de produire des biocarburants sur les surfaces en jachère, compte tenu du prix des hydrocarbures fossiles. Un modèle d'équilibre partiel a été utilisé à cet effet. La démarche consiste à calculer dans un premier temps les coûts de production, à comparer ces derniers aux prix des hydrocarbures sur le marché et à déterminer si le surcoût a une contrepartie intéressante pour la collectivité.

Le tableau suivant présente les différents coûts de production suivant les filières et les prix du marché correspondants à la moyenne des prix observés sur la période 1992-2000 et en 2000.

Tableau 37 : Coûts de production des biocarburants et prix du marché

(source : JC SOURIE et S. ROZAKIS, INRA45)

euros/l

coût de la ressource46,47

coût de conversion

ventes de co-produits

coût du biocarburant

prix de l'hydrocarbure correspondant (moyenne 1992-2000)

prix de l'hydrocarbure correspondant (2000)

ETBE de blé

0,08

0,27

-0,06

0,29

0,13

0,27

ETBE de betterave

0,08

0,25

0,002

0,32

0,13

0,27

Diester de colza

0,37

0,22

-0,19

0,40

0,14

0,25

Les coûts de production des biocarburants s'étagent donc entre 0,29 et 0,40 euros /l.

Si l'on prend comme référence la moyenne des cours observés de 1992 à 2000, soit 18,6 dollars américains et 1 $ = 0,87 euros, alors le coût de l'ETBE est de 2,2 à 2,4 fois plus élevé que le prix de l'essence sans plomb et celui du diester de colza 2,9 plus élevé que le prix du diesel.

Mais, si au contraire, l'on prend comme référence le prix moyen du baril en 2000, soit 28,11 dollars américains par baril, avec un dollar à 1,06 euro, alors, les surcoûts sont très inférieurs, avec des ratios de 1,1 et 1,6. Par ailleurs, pour la première fois, en mai 2001, le coût de production total des biocarburants est passé en dessous du prix des hydrocarbures.

Pour accroître la compétitivité des biocarburants, plusieurs actions sont possibles.

La première est à préoccupation environnementale. On pourrait différencier les carburants d'hiver et d'été, comme cela est fait dans certaines régions des Etats-Unis, en incluant une part de biocarburants dont la composition de la saison. L'intérêt environnemental des biocarburants serait ainsi encore renforcé48.

Par ailleurs, le coût de la ressource devrait être diminué, ce qui est particulièrement important pour le diester de colza étant donné l'importance relative de ce coût.

Les rendements des procédés de conversion sont également un facteur critique.

Enfin, un dernier facteur essentiel de diminution du coût des biocarburants est la valorisation parallèle des co-produits. Nombreux sont les experts qui considèrent qu'aucune exploitation rentable de la biomasse n'est possible sur le plan énergétique s'il n'y a pas de valorisation systématique des co-produits.

En tout état de cause, les calculs présentés ci-dessus ne prennent pas en compte les externalités. Or les avantages en termes environnementaux des cultures énergétiques par rapport aux combustibles fossiles sont importants, comme on l'a vu plus haut. Ces avantages sont également notables sur le plan de l'aménagement du territoire, en permettant une mise en valeur possible de nouvelles surfaces et le maintien voire la création d'emplois ruraux.

Les nouvelles études de l'INRA confirment donc que les biocarburants représentent une option positive pour l'économie française.

Les deux questions centrales concernant leur développement auxquelles il convient toutefois d'apporter une réponse, sont d'une part l'harmonisation de la politique énergétique européenne avec la politique agricole commune, et, d'autre part la concurrence sans doute croissante à l'avenir des usages énergétiques de la biomasse avec les usages à forte valeur ajoutée de production de synthons pour l'industrie chimique et pharmaceutique grâce aux biotechnologies.

On peut se demander par ailleurs, s'il ne serait pas opportun d'imaginer quelles pourraient être les modalités d'un rapprochement entre les compagnies pétrolières et le monde agricole, faute de quoi les biocarburants risquent d'avoir des difficultés à s'imposer du fait des antagonismes entre producteurs et distributeurs.

_______________

N° 3415.- Rapport de MM. Claude Birraux et Jean-Yves Le Déaut, au nom de l'Office parlementaire d'évaluation des choix scientifiques et technologiques, sur l'état actuel et les perspectives techniques des énergies renouvelables.

1 En pratique, des batteries peuvent suppléer une carence de réseau.

2 1 TWh = 0,086 Mtep.

3 Un objectif en la matière pourrait être la mise au point de maisons à « énergie zéro », susceptibles de produire l'énergie consommée ultérieurement.

4 Dans cet exemple, la durée de vie des batteries est en effet estimée à 4 ans environ.

5 Communication de M. Patrick JOURDE, 30 mai 2001.

6 Communication du 30 mai 2001.

7 le nombre de cycles à 30 % de la capacité totale est très supérieur à 3 fois le nombre de cycles à 100 % de la profondeur.

8 Une électrode ne fonctionne qu'une seule fois, suivant la transformation Al -> Al(OH)3.

9 La société d'exploitation, Géothermie Bouillante, est une filiale commune du BRGM et d'EDF.

10 Les coûts des forages sont les suivants : 17 millions F pour le premier, 15 pour le second et 11 pour le troisième.

11 Communication de M. Edouard FABRE, CNRS, 4 juillet 2001.

12 La valeur moyenne est en conséquence proche de la valeur crête.

13 nitrate de sodium ou de potassium.

14 le gaz caloporteur peut être simplement de l'air.

15 Dans le cas de Barstow, la valeur de ce paramètre est de 2000 à 2700 kW.

16 Communication de M. Pierre MATARASSO, CNRS, 4 juillet 2001.

17 pour atteindre des rendements élevés et éviter les chocs thermiques.

18 L'aval du cycle nucléaire - tome II : les coûts de production de l'électricité, par M. Christian BATAILLE et M. Robert GALLEY, Office parlementaire d'évaluation des choix scientifiques et technologiques, Assemblée nationale n° 1359, Sénat n° 195, Paris, février 1999.

19 P. JOURDE, audition du 4 juillet 2001.

20 Il reste toutefois à vérifier que la perméabilité est suffisante.

21 Bernard SPINNER, CNRS, audition du 4 juillet 2001.

22 Le coût d'une pompe à chaleur et d'un réseau de capteurs enterré est de l'ordre de 80 à 100 000 F pour une villa de 120 m².

23 le rendement d'une chaudière au gaz fonctionnant l'été pour la seule production d'eau chaude est de l'ordre de 40 % ; d'où une déperdition considérable d'énergie.

24 M. Guttelmacher, Président de la Fédération nationale des promoteurs constructeurs (Colloque SER 12 juin 2001).

25 Un chauffe-eau solaire pour 3-4 personnes comprend généralement 4 m² de capteurs.

26 La société GIORDANO a acquis la licence d'origine Corning Glass pour la fabrication de capteurs sous vide.

27 Audition de M. Jean-Pierre TRAISNEL, 13 juin 2001.

28 Colonne (4) - Colonne (2)

29 Colonne (2) - Colonne (1)

30 le mur trombe comporte un isolant extérieur transparent permettant le passage de la lumière, une tranche centrale en brique, et un isolant intérieur opaque séparé de la brique par une lame d'air. La circulation d'air dans cette lame permet le transfert de chaleur due à l'ensoleillement.

31 Christophe MARVILLET, CEA-DRT, Anvar, audition du 9 octobre 2001.

32 dans ce cas, les eutectiques sont conditionnés dans des billes étanches placées dans un réservoir, lui-même parcouru par le fluide à réfrigérer.

33 Plus de trois mille unités élémentaires dites cellobiose à deux cycles hexagonaux.

34 La concentration en CH4 de l'atmosphère était de 1,72 ppmv en 1994. Les émissions nettes mondiales sont évaluées à 535 millions de tonnes par an, contre 23 milliards de tonnes de CO2 en 1996. Pour mémoire, les émissions de CO2 de la France en 1995 se sont élevées à environ 400 millions de tonnes.

35 Audition des représentants de Vivendi Environnement, 23 mai 2001.

36 source : ADEME 1994.

37 millions de m3 équivalent bois rond.

38 Jean-Claude SOURIE, INRA, audition du 2 octobre 2001.

39 les tiges de maïs broyées conduisent à des sucres en C5 dont la fermentation est loin d'être aisée.

40 Les perspectives de développement des productions agricoles à usage non alimentaires, par M. Robert GALLEY, Office parlementaire d'évaluation des choix scientifiques et technologiques, Assemblée nationale n° 3345, Sénat n° 223 (1996-1997).

41 Pour une culture ligno-cellulosique comme le sorgho fibre, le rendement à l'hectare est de 15-20 tonnes à l'hectare.

42 Audition des représentants de l'INRA, 2 octobre 2001.

43 MJ : mega Joule.

44 Communication de M. Édouard FABRE, CNRS, 9 octobre 2001.

45 Bio-fuel production system in France : an Economic Analysis, Biomass & Bioenergy, 20 (2001) 483-489, Pergamon.

46 Les coûts incluent le surplus de l'exploitant et le montant de l'incitation économique.

47 En cas d'abandon du programme de jachère, la concurrence entre les usages alimentaires et les usages énergétiques augmentent le coût de l'ETBE et du diester de colza de 0,4 euros / l.

48 Communication de M. Christian NGÔ, 2 octobre 2001.


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