N° 2965 ___ ASSEMBLÉE NATIONALE CONSTITUTION DU 4 OCTOBRE 1958 DouziÈme législature __________________________________ Enregistré à la Présidence de l'Assemblée nationale Le 15 mars 2006 |
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N° 254 ___ SÉNAT Session ordinaire de 2005 - 2006 ________________________________ Annexe au procès-verbal de la séance du 15 mars 2006 |
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| OFFICE PARLEMENTAIRE D'ÉVALUATION DES CHOIX SCIENTIFIQUES ET TECHNOLOGIQUES ________________________ RAPPORT sur Les nouvelles technologies de l'Énergie et la sÉquestration du dioxyde de carbone : aspects scientifiques et techniques Par M. Christian BATAILLE et M. Claude BIRRAUX, Députés
_________ Déposé sur le Bureau
de l'Assemblée nationale par M. Claude BIRRAUX, Premier Vice-Président de l'Office |
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_________ Déposé sur le Bureau du Sénat par M. Henri REVOL, Président de l'Office |
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| _______________________________________________________________________ Composition de l'Office parlementaire d'évaluation des choix scientifiques et technologiques Président M. Henri REVOL Premier Vice-Président M. Claude BIRRAUX Vice-Présidents M. Claude GATIGNOL, député M. Jean-Claude ÉTIENNE, sénateur M. Pierre LASBORDES, député M. Pierre LAFFITTE, sénateur M. Jean-Yves LE DÉAUT, député M. Claude SAUNIER, sénateur
Députés |
Sénateurs |
M. Jean BARDET M. Christian BATAILLE M. Claude BIRRAUX M. Jean-Pierre BRARD M. Christian CABAL M. Alain CLAEYS M. Pierre COHEN M. Francis DELATTRE M. Jean-Marie DEMANGE M. Jean DIONIS DU SÉJOUR M. Jean-Pierre DOOR M. Pierre-Louis FAGNIEZ M. Claude GATIGNOL M. Louis GUÉDON M. Christian KERT M. Pierre LASBORDES M. Jean-Yves LE DÉAUT M. Pierre-André PÉRISSOL |
M. Philippe ARNAUD M. Paul BLANC Mme Marie-Christine BLANDIN Mme Brigitte BOUT M. Marcel-Pierre CLÉACH M. Roland COURTEAU M. Jean-Claude ÉTIENNE M. Christian GAUDIN M. Pierre LAFFITTE M. Serge LAGAUCHE M. Jean-François LE GRAND Mme Catherine PROCACCIA M. Daniel RAOUL M. Ivan RENAR M. Henri REVOL M. Claude SAUNIER M. Bruno SIDO M. Alain VASSELLE | 
SOMMAIRE AVANT-PROPOS 1111 SYNTHÈSE 1515 LEXIQUE DES ÉNERGIES 3131 RECOMMANDATIONS 387387 EXAMEN DU RAPPORT PAR L'OFFICE 389389 GROUPE DE TRAVAIL 393393 PERSONNALITÉS RENCONTRÉES 394394 SOMMAIRE DÉTAILLÉ AVANT-PROPOS 1111 SYNTHÈSE 1515 LEXIQUE DES ÉNERGIES 3131 RECOMMANDATIONS 387387 EXAMEN DU RAPPORT PAR L'OFFICE 389389 GROUPE DE TRAVAIL 393393 PERSONNALITÉS RENCONTRÉES 394394 AVANT-PROPOS La politique énergétique française est marquée par la continuité dans ses orientations stratégiques mais aussi par un renouvellement de ses modes de décision et par un élargissement de ses moyens. Jamais remise en cause par les gouvernements successifs depuis la fin de la décennie 1960, la sécurité énergétique est l'objectif prioritaire et invariable de la politique française. La hausse des prix du pétrole, commencée début 2004, qui a installé, semble-t-il durablement le prix du pétrole à plus de 60 $ par baril et fait exploser la facture énergétique extérieure, confirme la pertinence de ce choix. Les ressources en combustibles fossiles de la France n'ont jamais été aussi faibles. La production nationale de charbon s'est arrêtée le 23 avril 2004 au terme d'un processus programmé de près de 40 ans1. Concentrée en Aquitaine et en majeure partie à Lacq, la production nationale de gaz - 1,12 million de tonnes équivalent pétrole (tep) - devrait s'arrêter vers 2010. Quant à la production nationale de pétrole, tirée du Bassin parisien et de l'Aquitaine, elle représente seulement 1,14 million tep - sans espoir d'augmentation sensible. La construction d'un parc électronucléaire de réacteurs à eau pressurisée, lancée dès le début des années 1970, accélérée après le premier choc pétrolier, et achevée en 2002 avec la mise en service commercial du réacteur de N4 de Civaux 2, a permis de faire passer le taux d'indépendance énergétique2 d'environ 25% à 50%. Ni l'ouverture des marchés de l'électricité et du gaz, ni le développement de nouvelles énergies ne remettent en cause cette orientation fondamentale de la politique nationale. Depuis 1991, d'ailleurs, l'énergie est entrée en politique. La stratégie d'indépendance énergétique nationale est désormais validée par le Parlement qui participe, de plus en plus étroitement, à l'élaboration de la politique énergétique, et en adopte les principes fondamentaux. La politique énergétique discutée et adoptée dans la transparence La première intervention marquante du Parlement dans le domaine énergétique est la loi du 30 décembre 1991 relative aux recherches sur la gestion des déchets radioactifs, étroitement inspirée d'un rapport adopté par l'Office parlementaire d'évaluation des choix scientifiques et technologiques en 1990. Le Parlement a ainsi décidé, qu'avant toute décision sur la gestion des déchets de haute activité à vie longue, des recherches devaient être conduites sur une période de 15 ans. Cette période de 15 années exclusivement dévolue à la recherche prend fin en 2006. Il appartient au Parlement de voter, en 2006, une loi définissant la stratégie nationale de gestion des déchets radioactifs. Rarement une décision publique dans le domaine scientifique n'aura été préparée avant autant de soin. Le Parlement a également joué un rôle décisif en amendant fortement des projets de loi essentiels dans le domaine de l'énergie. La loi du 10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l'électricité puis la loi du 9 août 2004 relative au service public de l'électricité et du gaz et aux entreprises électriques et gazières et la loi de programme du 13 juillet 2005 fixant les orientations de la politique énergétique constituent des étapes fondamentales dans l'organisation du secteur de l'énergie et la définition de ses missions. L'intérêt du Parlement pour les questions énergétiques va aujourd'hui au-delà du vote de la loi et s'exprime par plusieurs initiatives qui visent à élargir le champ de sa réflexion et, potentiellement, le champ de son intervention à différents domaines où l'énergie joue un rôle important. Les travaux parlementaires en cours sur l'énergie et le positionnement du présent rapport Le présent rapport sur « les nouvelles technologies de l'énergie et la séquestration du dioxyde de carbone », qui répond à une saisine, en date du 5 avril 2005, de la Commission des affaires économiques, de l'environnement et du territoire de l'Assemblée nationale, doit être replacé dans son contexte. Plusieurs travaux parlementaires sont en effet en cours, qui comprennent une composante « énergie » importante. Vos Rapporteurs ont adopté le point de vue de présenter des « briques de base » sur l'énergie à l'attention des parlementaires et du public. D'après la loi de 1983 qui l'a institué, c'est en effet la mission de l'Office parlementaire de recueillir des informations sur les conséquences des choix de caractère scientifique et technologique. Aussi, le présent rapport se présente-t-il sous la forme d'un abécédaire des nouvelles technologies de l'énergie et de la séquestration du CO2, les différentes rubriques ayant pour objet de répondre aux interrogations de base sur telle ou telle technologie. L'objectif de vos Rapporteurs sera atteint si les informations et les analyses qu'ils présentent sous une forme simple et ramassée sont utiles à l'élaboration des recommandations que les autres travaux parlementaires en cours ne manqueront pas de proposer. SYNTHÈSE La réduction des émissions de CO2 est un énorme défi technique et économique. Les combustibles fossiles dans l'approvisionnement du monde en énergie jouent en effet un rôle prédominant, avec 88% de l'énergie primaire consommée. Les volumes de CO2 émis sont massifs, de l'ordre de 25 milliards de tonnes par an. Les sources d'émission sont innombrables et souvent de faible volume unitaire. La maîtrise des émissions de CO2 ne résultera pas d'une seule technologie mais d'un ensemble de moyens déployés simultanément, non seulement le développement des énergies sans carbone, mais aussi la maîtrise des émissions liées aux énergies fossiles, dont les réserves sont trop importantes pour qu'elles soient délaissées. Avec le foisonnement et l'imbrication des technologies issues de la recherche et du développement actuels, les opportunités de progrès, dès lors que les ressources de la géologie et les lois de la physique ne sont pas ignorées, sont nombreuses et compatibles avec la croissance économique, c'est-à-dire à un coût acceptable. · Les différents gaz à effet de serre Les émissions de CO2 proviennent essentiellement de la combustion des énergies fossiles - charbon, pétrole, gaz naturel - dans les secteurs des transports, du résidentiel-tertiaire (bâtiments) et de l'industrie. En termes de volumes d'émissions, le CO2 est le plus important des gaz à effet de serre, avec près de 80% des émissions mondiales et 70 à 75% des émissions des pays industrialisés. Le CO2, dioxyde de carbone ou gaz carbonique, a vu sa concentration dans l'atmosphère augmenter de 30% entre 1745 et 1998. 
D'autres gaz absorbant les rayonnements infrarouges émis par la Terre sont rejetés par les activités humaines, en particulier dans les pays industrialisés : méthane, oxyde nitreux ou composés fluorés. Le méthane est émis par les activités agricoles (élevages, cultures) ou industrielles (industries de l'énergie) ainsi que par les décharges d'ordures ménagères ou de déchets industriels. En France, pays industrialisé doté d'une agriculture puissante, le méthane CH4 représente plus de 10% des émissions totales. Les volumes de CH4 émis sont faibles mais son pouvoir de réchauffement global est 21 fois supérieur à celui du CO2. La concentration du méthane dans l'atmosphère a été multipliée par 2,5 depuis le début de la révolution industrielle. L'oxyde nitreux N2O, dont le pouvoir de réchauffement global est 310 fois supérieur à celui du CO2, provient de l'utilisation d'engrais azotés, de la consommation d'énergie dans les transports et de certains procédés industriels. Le N2O compte pour 13% des émissions globales. Enfin, les composés fluorés correspondent à des émissions faibles en volume, dont l'impact est très élevé en raison de leur nocivité beaucoup plus forte que celle du CO2. · Les volumes énormes des émissions de dioxyde de carbone et les performances variables des différents pays Les émissions de CO2 liées à l'énergie se sont élevées à 25 milliards (Md) de tonnes de CO2 en 2003. Responsables de 27% des émissions mondiales, les États-Unis sont le premier émetteur, avec 6,6 Md tCO2, soit 72% de plus que l'Union européenne à 25. Après une baisse de 24% de ses émissions entre 1990 et 2003 en raison de la chute de la croissance économique, la Russie pourrait rencontrer des difficultés pour stabiliser ses émissions au niveau de 1990 comme elle s'y est engagée en ratifiant le Protocole de Kyoto en 2004.  
D'ores et déjà, la Chine émet pratiquement autant de CO2 que l'Union européenne à 25, avec 15% des émissions mondiales. L'Inde émet trois fois moins de CO2 que la Chine. Au sein de l'Union européenne, on doit souligner la remarquable performance de la France, qui, en 2003, a émis 2,2 fois moins de tonnes de CO2 que l'Allemagne et 1,4 fois moins que le Royaume-Uni. Rapportées au PIB, les émissions de la France sont moitié plus faibles que celles de l'Allemagne. On peut se demander si l'application du Protocole de Kyoto à l'intérieur de la « bulle » européenne tient suffisamment compte de cette disparité. L'objectif de l'Allemagne est en effet une réduction de ses émissions de gaz à effet de serre de 21% seulement, par rapport à ses niveaux de 1990. Au terme de cette évolution, les émissions allemandes resteront très supérieures à celles de la France, même si celle-ci n'a comme contrainte que de stabiliser ses émissions au niveau de 1990. · Deux secteurs d'importance majeure : la production d'électricité et de chaleur, et les transports La production d'électricité et l'ensemble de la branche énergie - production de chaleur, raffineries - ont été responsables de 40% des émissions mondiales de CO2 en 2004. Les transports sont à l'origine du quart des émissions mondiales, avec un taux de croissance élevé, en raison de l'accroissement rapide du parc automobile. L'industrie est à l'origine du cinquième des émissions mondiales de CO2 et le résidentiel tertiaire de 15 à 20% selon les estimations. Grâce à son parc électronucléaire, la performance de la France est très singulière en matière d'émissions par secteur. La branche énergie ne représente au total que 14% des émissions totales. En conséquence, les émissions des transports s'élèvent à 38% du total et le résidentiel tertiaire à 27%. En réalité, les performances du secteur des transports français ne sont pas plus mauvaises que dans les autres pays. L'excellence environnementale de la production électrique française a seulement comme conséquence paradoxale de braquer les projecteurs sur ce secteur, plus qu'ailleurs. · Réduction des émissions de CO2 et sécurité énergétique Dans la répartition mondiale des réserves en combustibles fossiles, après le Moyen-Orient qui possède plus de 60% des réserves de pétrole et plus de 40% des réserves de gaz naturel, l'Europe et les pays de l'ex URSS sont mieux dotés que les autres continents, si l'on prend en compte le charbon, le pétrole et le gaz. On voit donc que la tentation peut être grande d'arrimer l'Europe à la Russie pour assurer ses approvisionnements en pétrole et surtout en gaz naturel. Il s'agit là d'un choix politique majeur déjà fait par la Commission européenne. La récente crise du gaz naturel entre l'Ukraine et la Russie montre les dangers d'une telle orientation. Contribuant au respect par la France de son obligation de stabiliser au niveau de 1990 ses émissions de gaz à effet de serre au niveau de 1990, la réduction des émissions de CO2 a de nombreux bénéfices secondaires. Le premier est d'obliger à réduire les consommations unitaires et d'augmenter l'efficacité énergétique, ce qui peut contribuer à la baisse des coûts de production. Le deuxième est d'inciter au développement des énergies sans carbone, d'où une réduction possible de la dépendance énergétique extérieure. I.- La réduction des émissions de CO2 liées aux énergies fossiles 88% de l'énergie primaire consommée dans le monde provient des combustibles fossiles. 80% des réserves mondiales de combustibles fossiles sont constituées de charbon. Telle est la situation de l'énergie mondiale qu'on ne saurait trop rappeler. « Consommer moins d'énergies fossiles en consommant mieux » est donc une priorité. 
Différents moyens peuvent concourir à cet objectif. Le remplacement des centrales thermiques au charbon obsolètes par des installations à haut rendement énergétique permet de diminuer fortement les émissions de CO2, à production constante. L'accroissement du rôle du gaz naturel en remplacement du charbon aboutit au même résultat. La séquestration du CO2, c'est-à-dire sa capture et son stockage géologique, permettent de réduire les émissions des sources concentrées et massives de l'industrie. Des réductions d'émissions dans les transports sont également indispensables. · Les technologies du charbon propre à haut rendement Le remplacement d'une centrale thermique d'un rendement inférieur à 30% par une centrale de nouvelle génération d'un rendement supérieur à 40% permet de réduire de 25% les émissions de CO2, à production d'électricité constante. Après la réduction des émissions de poussières, de SO2 et d'oxydes d'azote, le nouveau défi la production électrique avec le charbon est de généraliser les centrales à vapeur supercritique ou ultrasupercritique qui, fonctionnant à des pressions de 200 à 300 bar et à des températures de plus de 500°C, ont des rendements atteignant 50%. Les centrales thermiques à gazéification intégrée du charbon et à cycle combiné IGCC (Integrated Gasification coal Combined Cycle) représentent une autre possibilité. Les rendements atteints sont inférieurs à ceux des centrales ultrasupercritiques mais différents types de combustibles peuvent être utilisés. À terme, l'objectif est de mettre au point la centrale thermique du futur, c'est-à-dire sans émission ni de polluants ni de dioxyde de carbone, ce qui exige inévitablement la séquestration du CO2 produit en même temps que l'électricité. En tout état de cause, les émissions de CO2 des centrales thermiques pourront être fortement diminuées, d'un facteur de 6 à 8, mais ne seront vraisemblablement pas réduites à zéro, en raison du coût énergétique des procédés et de leurs rendements décroissants. · Les cycles combinés à gaz Parmi les applications industrielles du gaz naturel, la production d'électricité connaît un essor rapide qui devrait se poursuivre dans les prochaines années. Le remplacement des centrales thermiques au charbon par des cycles combinés à gaz permet de diviser par deux les émissions de dioxyde de carbone par kWh produit. Un cycle combiné à gaz de 800 MW n'émet en effet que 365 grammes de CO2 par kWh produit, contre 777 gCO2/kWh pour une centrale thermique à charbon pulvérisé. La production d'électricité à l'aide de cycles combinés à gaz naturel présente toutefois des inconvénients. En premier lieu, un cycle combiné de 900 MW produisant en base émet 2,6 millions de tonnes de CO2 par an. En second lieu, le coût du combustible représentant 63% du coût hors taxe total, le coût du MWh est très sensible à l'évolution du prix du gaz naturel. Or celui-ci semble durablement orienté à la hausse. Le prix du gaz naturel est en effet passé de 6 $/MBtu en février 2005 à 15 $/MBtu en août 2005 et se trouvait à 9 $/MBtu en janvier 2006. · La séquestration du CO2 La séquestration du CO2 comprend deux opérations principales : d'une part la capture du dioxyde de carbone CO2 à l'état gazeux, et, d'autre part, son stockage de manière à éviter tout rejet dans l'atmosphère. Une troisième opération peut s'imposer, le transport, dès lors que le stockage s'opère sur un site différent de celui de la capture. 
La capture du CO2 issu de l'utilisation de combustibles fossiles est réalisée, dans la pratique, selon trois grands types de technologie. La capture postcombustion correspond à la récupération du CO2 dans les fumées issues de la combustion. La capture précombustion correspond à la décarbonatation du combustible en préalable à la combustion. Le dioxyde de carbone est alors récupéré en amont de la combustion. Celle-ci ne porte alors que sur l'hydrogène et ne rejette que de la vapeur d'eau. La capture par oxycombustion correspond au remplacement du comburant habituel - l'oxygène de l'air - par de l'oxygène pur, ce qui permet d'obtenir en aval un flux de dioxyde de carbone très concentré ou pur. Aucune des solutions techniques de capture ne permettra de réduire à zéro les émissions d'une même source, en raison de rendements décroissants des procédés et des coûts incompressibles élevés qui en résulteront S'agissant du transport, les solutions les plus vraisemblables sont le transport par gazoduc, déjà utilisé, ou par bateau. La méthode de la minéralisation étant éliminée pour son coût et le stockage océanique pour ses conséquences environnementales, les deux solutions préférées pour le stockage du CO2 sont le stockage dans des gisements d'hydrocarbures qui peuvent être stimulés par l'injection de CO2 et le stockage dans des aquifères salins ou basaltiques profonds. De multiples expériences sont en cours, tant pour la capture que pour le stockage. Le coût de la séquestration est encore très élevé, selon Gaz de France, opérateur qui possède l'expérience de l'ensemble de la chaîne. C'est la capture qui est l'opération la plus coûteuse, d'un montant compris entre 40 et 60 €/t CO2. Le coût du transport est compris entre 2 et 20 €/t CO2. Le coût du stockage est, pour sa part, compris entre 0,5 et 10 €/t CO2. Au total, dans l'état actuel des techniques, le coût de la séquestration est compris entre 43 et 90 €/t CO2. S'appliquant aux seules sources statiques d'émissions massives, selon des procédés dont l'efficacité n'est pas totale, la capture et le stockage des émissions de CO2 se limitent également aux installations émettrices suffisamment proches des formations géologiques favorables. Selon des estimations réalisées par l'industrie des hydrocarbures, une réduction de près de 20% des émissions de CO2 des États-Unis, de l'Union européenne et de la Chine pourrait être obtenue grâce à la séquestration, ce qui représente environ 10% des émissions mondiales. La séquestration du CO2 représente donc une solution intéressante mais partielle, dont la mise en application est de surcroît subordonnée à une baisse sensible de ses coûts. · La réduction des consommations dans les transports La prédominance des carburants pétroliers dans les transports a plusieurs raisons. La première est, sans aucun doute, le faible prix relatif, pendant une très longue période, de l'essence et du gazole, par rapport à toutes les autres sources de carburants. La deuxième est l'inertie des systèmes énergétiques - production, distribution, moteurs -, dont la mise en place exige des investissements lourds. Une autre raison est d'ordre technique, à savoir l'avantage déterminant des carburants liquides, en raison de leur fort contenu énergétique, leur facilité de stockage, de distribution et la rapidité de leur chargement à la pompe. Par comparaison, le GPL (gaz de pétrole liquéfié) doit être placé sous une pression de 5 bar. Le GNV (gaz naturel véhicule) doit être comprimé à 200 bar dans le réservoir d'une automobile, et il faut une nuit pour le remplir avec un compresseur individuel. Il faut 4,6 litres d'hydrogène comprimé à 700 bar pour avoir l'équivalent énergétique d'un litre d'essence. L'électricité est stockée dans des batteries, longues à recharger, qui ne donnent, actuellement, qu'une autonomie de 100 à 200 km à une automobile particulière, dans le meilleur de cas. Autre élément important pour la pérennité des carburants automobiles, des carburants liquides pourront être produits à partir des énormes réserves de charbon et de gaz naturel. Si les carburants liquides s'avéraient irremplaçables pour les transports automobiles et aériens, les filières bien connues Gaz de synthèse et Fischer Tropsch pourraient se développer, en permettant de diversifier leur fabrication à partir du charbon et du gaz naturel. Il conviendrait alors de procéder à la séquestration du CO2 produit du fait de l'énergie consommée lors la conversion du charbon et du gaz naturel. 
La production de carburants synthétiques à partir du charbon constitua un domaine prioritaire de l'effort de guerre de l'Allemagne nazie. Au maximum de sa capacité de production, au début 1944, l'Allemagne produisait 124 000 barils par jour de carburants synthétiques à partir du charbon, dans 25 usines, basées à parité sur les deux procédés Bergius ou Fischer-Tropsch. Le procédé Bergius d'hydrogénation fournissait de l'essence de haute qualité pour les moteurs d'avions. La synthèse Fischer-Tropsch fournissait du gazole de haute qualité, des lubrifiants, et de l'essence de moindre qualité. La synthèse de carburants liquides à partir du charbon est aujourd'hui mise en œuvre en Afrique du Sud. Les carburants CTL « Coal-to-Liquids » sont produits à hauteur de 200 000 barils par jour, ce qui représente près de 40% de la consommation nationale. Selon un procédé voisin, le Qatar a commencé de valoriser ses énormes réserves de gaz naturel (15% des réserves mondiales) par la production de carburants GTL « Gas-to-Liquids ». La réduction des consommations de carburants liquides des moteurs à combustion interne apparaît en conséquence d'une importance capitale. Le parc automobile mondial est estimé à près de 700 millions de véhicules en 2004. Il devrait augmenter de 84% d'ici à 2030, selon l'Agence internationale de l'énergie. La consommation des automobiles particulières en France diminue en moyenne d'un litre aux cent kilomètres tous les quatre ans. Grâce au progrès technique, la diminution de cylindrée des moteurs à performances égales ou « downsizing » présente le double avantage de réduire la consommation tout en accroissant la puissance et en particulier l'accélération, avec la généralisation des turbos. La diésélisation du parc permet également une réduction de la consommation moyenne. Les constructeurs français sont en pointe dans l'Union européenne, si l'on utilise la mesure indirecte de la consommation par les émissions de CO2 moyennes des véhicules vendus par Renault et PSA, qui sont de 148 g/km, contre 160 g/km pour la moyenne européenne. Les petits véhicules dont les émissions sont inférieures à 120 g/km constituent le créneau dont les ventes sont en France les plus dynamiques. Au-delà des progrès techniques sur les moteurs, d'autres évolutions amélioreraient l'efficacité énergétique du transport automobile. La congestion du trafic est en effet une source considérable d'inefficacité énergétique, en particulier pour le transport routier. Par ailleurs, la généralisation des bonnes pratiques de conduite, notamment grâce au respect des limites de vitesses, serait également une source importante d'économies d'énergie. Le développement des énergies sans carbone est le deuxième axe qui permet de réduire à la fois les émissions de CO2 et la dépendance extérieure. II.- Le développement des énergies sans carbone Compte tenu de leur part dans les émissions de CO2, deux secteurs doivent concentrer les efforts de la recherche et de l'investissement dans les énergies sans carbone : la production d'électricité et les transports. La croissance de la consommation d'électricité est inséparable du développement économique. Deux stratégies de réduction des émissions sont possibles et complémentaires. La première stratégie est un changement de modèle de production électrique, avec la multiplication des moyens de production d'électricité décentralisés. C'est une stratégie coûteuse en investissements et limitée en volumes de production, dès lors que l'on cherche à produire de l'électricité en masse avec des techniques dédiées à la production décentralisée. Sans changer de modèle de production électrique, l'énergie nucléaire est en revanche parfaitement adaptée à la production en masse, compétitive et fondée sur un socle de réserves en uranium considérable. Pour les transports, deux voies sont prometteuses : d'abord les biocarburants de première génération et surtout de 2ème génération, et, ensuite, pour un terme plus éloigné, les piles à combustibles. · La contribution faible de l'éolien au niveau national mais notable au niveau local Le fonctionnement des éoliennes est soumis à la météorologie et non pas à la demande d'électricité. En dessous d'une certaine vitesse de vent, en général 5 m/s, soit 18 km/h, une éolienne, ne pouvant fournir de la puissance, est déconnectée du réseau et tourne à vide, ou bien, est arrêtée purement et simplement. Par ailleurs, avec des vents d'une vitesse supérieure à 25 m/s, soit 90 km/h, les éoliennes doivent être stoppées, faute de pouvoir supporter les efforts mécaniques correspondants. Autre variable importante conditionnant la production d'électricité effective d'une éolienne, la vitesse moyenne du vent peut, en variant d'un facteur 1,7, modifier la quantité d'énergie fournie du simple au triple, d'où l'intérêt d'implanter ces machines dans des zones aux régimes de vent régulier et modéré. 
En conséquence, l'alimentation en électricité d'utilisateurs, particuliers ou industriels, ne peut en aucun cas reposer exclusivement sur des éoliennes. Des moyens de production complémentaires doivent nécessairement leur être associés. En réalité, l'éolien ne semble pas en mesure d'assurer une part importante de la production d'électricité nationale. On le voit bien en Allemagne, dont les 16 600 MW de capacité éolienne installée n'ont fourni que 4% de la production totale d'électricité. A l'autre extrémité du spectre, se trouve bien le Danemark avec 17,1% de la production nationale d'électricité mais le montant produit ne dépasse pas 7 TWh. En revanche, l'éolien peut constituer l'un des éléments de production d'un réseau d'importance locale. Enfin, l'éolien offshore ne semble pas représenter un saut qualitatif pour l'éolien. Le coût de construction de l'éolien offshore est en effet deux fois supérieur à celui de l'éolien terrestre. · Le solaire photovoltaïque, une vocation exclusive pour la production décentralisée Le solaire photovoltaïque fournit des solutions de plus en plus efficientes et compétitives pour l'électrification décentralisée. Les opérations à grande échelle d'équipement d'habitations réalisées dans différents pays ne doivent pas pour autant faire croire que le solaire photovoltaïque est adapté à une production de masse d'électricité. Le coût de l'électricité photovoltaïque est d'environ 500 €/MWh pour une installation raccordée au réseau et d'environ 1000 €/MWh pour une installation isolée. Intéressant pour des sites isolés, le solaire photovoltaïque ne pourrait en aucun cas assurer une production de masse d'électricité, pour des raisons techniques et économiques. La production d'un panneau solaire photovoltaïque est intermittente. En tout état de cause, la production électrique obtenue à l'issue d'un programme comme le programme allemand de 100 000 toits, est négligeable par rapport aux moyens de production classiques. 100 000 toits d'une puissance de 3 kWc chacun assurent l'équivalent annuel de 0,4 TWh, soit 150 fois moins que la production hydroélectrique française, avec un surcoût annuel de 200 millions €. En réalité, le développement du solaire photovoltaïque est recherché par les pays industrialisés, pour stimuler leur industrie nationale, dans la perspective du développement des marchés de l'électrification décentralisée dans les pays en développement. · Le nucléaire pour réduire les émissions de CO2 et produire une électricité compétitive 6,5% : telle était, en 2003, la part de l'énergie nucléaire civile dans la production d'énergie primaire mondiale, soit un total voisin de celui de l'énergie hydroélectrique mondiale. Si l'on se focalise sur l'électricité, le nucléaire a assuré, en 2003, 16% de la production mondiale, l'hydraulique 16%, le charbon 40%, et le pétrole et le gaz 26 %. Les pays qui se sont dotés d'un parc électronucléaire important sont ceux qui présentent les meilleures performances en terme de limitation de leurs rejets de gaz à effet de serre, à niveaux de développement comparables. 
Les réacteurs actuellement en fonctionnement sont à 81% des réacteurs à eau légère de 2ème génération, qui utilisent de l'uranium enrichi. Leur approvisionnement en combustible ne pose aucune difficulté, de même que celui des réacteurs de Génération III, comme l'EPR (European Pressurized water Reactor), qui pourraient les remplacer à partir des années 2020. Les réserves classiques connues d'uranium représentent en effet 70 années de consommation actuelle et les réserves probables supplémentaires, 100 années de plus, ce qui permettrait d'engager la croissance du parc électronucléaire mondial avec le même type de réacteurs. La pérennité de l'approvisionnement en uranium est, en réalité, assurée pour bien plus longtemps. 
Le niveau des réserves d'uranium sera en effet porté à plusieurs millénaires avec les réacteurs de 4ème Génération, appelés à prendre, vers 2040, le relais des réacteurs à eau légère. Ces réacteurs utiliseront en effet une proportion du potentiel énergétique de l'uranium beaucoup plus grande que les réacteurs à eau légère. Sur le plan des coûts de production, le nucléaire est plus compétitif que les autres filières, et ceci dans la durée. Selon la DGEMP (Direction générale de l'énergie et des matières premières), par rapport au coût de 28,4 € du MWh nucléaire, le cycle combiné à gaz est plus cher de 20 % et le charbon pulvérisé de 23 %. Par ailleurs, la hausse du prix de l'uranium n'a qu'un impact très réduit sur le prix du MWh nucléaire. En effet, le coût de l'uranium ne représente que 5% du coût du MWh. En conséquence, si le prix de l'uranium était multiplié par dix, le coût de production de l'électricité nucléaire n'augmenterait que de 40%. En revanche, si le prix du gaz était multiplié par dix, le coût du MWh gaz serait multiplié par 6. Si l'on prend en compte le coût du CO2 émis, l'avantage du nucléaire est alors encore plus déterminant. Comparé aux 28,4 €/MWh du nucléaire, le MWh gaz ressort en effet à 42,1 € (+48%) et celui du charbon à 48,3 € (+70%). Enfin, toutes les charges du nucléaire, actuelles et futures, sont couvertes par le prix de l'électricité, et tout particulièrement les charges de gestion des déchets radioactifs et les charges de démantèlement des centrales. Sur la base d'un coût de production de 30 €/MWh, les provisions pour retraitement et stockage des déchets représentent 4 €/MWh, soit 14,2% du total et les provisions pour démantèlement 2 €/MWh (5,3%). Après que des solutions ont été mises en place pour les déchets de faible ou très faible activité à vie courte, représentant 90% des volumes de déchets, la loi du 30 décembre 1991, relative aux recherches sur la gestion des déchets radioactifs a permis de préciser les méthodes applicables aux déchets de haute et moyenne activité à vie longue, qui pourront être mises en application dans les 15 années à venir. · Les biocarburants de 2ème génération et les piles à combustible Les biocarburants de première génération sont fabriqués à partir des graines de blé, de soja ou de tournesol ou de la racine de betterave, qui constituent les réserves énergétiques de ces végétaux. La nouvelle frontière des biocarburants consiste à les produire à partir de la plante entière. Les volumes à en attendre sont considérablement plus élevés sans concurrence avec les cultures alimentaires. Au lieu du charbon et du gaz naturel fournissant le carbone indispensable pour le procédé gaz de synthèse/Fischer-Tropsch, on peut envisager de recourir à la lignocellulose. La lignocellulose est une combinaison de lignine et de cellulose qui renforce les cellules des plantes. Le premier stade de la transformation de la biomasse est l'obtention de gaz de synthèse. Pour parvenir à des carburants liquides, il suffit ensuite de mettre en œuvre la réaction de Fischer-Tropsch. Les biocarburants de 2ème génération présenteraient ainsi l'avantage de valoriser des ressources abondantes et de présenter un bilan d'émission de CO2 quasiment parfait, si l'énergie utilisée pour les procédés provenait elle-même de la biomasse. En outre, la biomasse pourra être une source d'hydrogène pour les piles à combustible. Depuis 2001, les efforts de recherche semblent conduire à l'émergence de trois technologies principales pour les piles à combustible : les piles SOFC (Solid Oxide Fuel Cell) pour la cogénération de chaleur et d'électricité, la pile DMFC (Direct Methanol Fuel Cell) pour les applications portables et les piles PEMFC (Proton Exchange Membrane Fuel Cell) pour les transports. Selon le CEA, le coût d'une pile à combustible rapporté à sa puissance est de 6000 à 8000 €/kW. Or le coût du kW d'un moteur diesel de bus est de l'ordre de 150 €/kW. Pour ce type d'application, le gain à obtenir est d'un facteur 50. Pour une automobile individuelle, le défi semble encore plus difficile à relever. Le coût de l'unité de puissance du moteur à combustion interne étant de 30 à 50 €/kW, il faut donc parvenir à diviser le coût de la pile au moins par un facteur 200 pour la rendre compétitive avec une motorisation classique. Pour l'IFP (Institut Français du Pétrole), la commercialisation des piles à combustible n'apparaît pas possible avant 2020. Renault l'envisage pour 2015-2020. CONCLUSION : des priorités indispensables à brève échéance · Des investissements colossaux pour le renouvellement et l'augmentation des capacités Les pays industrialisés ont opéré une vague d'investissements massifs dans l'énergie, entre 1960 et 1980, pour faire face à la croissance de la consommation d'électricité et de carburants automobiles. 
Compte tenu de la durée de vie des équipements dans l'énergie - de 20 à 50 ans, de nombreuses installations seront à renouveler dans les toutes prochaines années : centrales thermiques, centrales nucléaires, raffineries de pétrole. À ces investissements de renouvellement, s'ajouteront des investissements de capacité, dans les pays industrialisés mais surtout dans les pays émergents ou en développement : nouvelles centrales électriques, exploration-production de pétrole et de gaz naturel, usines de liquéfaction du gaz naturel, gazoducs. L'Agence internationale de l'énergie évalue à 13 500 Md € les investissements à réaliser dans le monde C'est la production et la distribution d'électricité qui exigeront les investissements les plus importants : 60% du total des investissements totaux dans l'énergie. Les investissements dans le transport et la distribution seront encore plus importants que dans la production. · La visibilité et la modération indispensables des mécanismes de réduction des émissions L'Union européenne s'est engagée à réduire ses émissions de gaz à effet de serre de 8% à l'horizon 2008-2012, par rapport au niveau de 1990. Selon la Commission européenne, le coût de cette réduction devrait être de 6,8 milliards € par an, soit 0,2% du PIB communautaire chaque année. La mise en place d'un système d'échanges de quotas d'émission est censée diminuer de moitié le coût de la réduction. En tout état de cause, l'atonie de la croissance économique européenne par rapport à celle de ses grands compétiteurs, exige la plus grande prudence dans les charges que l'Union européenne s'impose unilatéralement. Au cours de la période 2005-2007, 11428 installations industrielles européennes dont 1172 en France, doivent respecter des quotas d'émissions. Elles seraient contraintes d'en acheter sur le marché, au cas où leur efficacité énergétique diminuerait et leur production augmenterait. Or le marché des quotas est d'ores et déjà actif et le prix des quotas d'émissions semble durablement installé au-dessus de 20 €/tCO2. Pour EDF, la capture du CO2 émis par une centrale thermique au charbon doublerait, avec les technologies actuelles, le coût du MWh produit. Il faudrait y ajouter le coût du transport et du stockage. Le prix du MWh gaz serait accru de 50%. Grâce à son parc électronucléaire, la France n'est pas directement concernée. Mais c'est toute la croissance économique de l'Union européenne, déjà plus lente que dans les autres zones économiques, qui serait menacée. Selon la Commission, les dispositions actuelles sont expérimentales et pourront être révisées en 2007. Cette volonté d'expérimentation est en soi louable mais l'insécurité qu'elle crée dans le temps est un frein à l'investissement qui requiert, tout particulièrement dans le secteur de l'énergie, une visibilité à long terme. Par ailleurs, il eût été raisonnable, comme l'ont fait les États-Unis pour le Clean Air Act et les quotas d'émissions de SO2, de plafonner le prix de la tonne de CO2. Il est possible qu'après la délocalisation des industries de main-d'œuvre, l'Europe assiste à la délocalisation de ses industries fortement consommatrices d'énergie. · Les grandes dates de l'énergie Sur le plan technologique, 2020 est une date charnière pour l'énergie. Des investissements de renouvellement du parc électrique devront entrer en service, à cet horizon, dans la plupart des pays industrialisés. Par ailleurs, de nombreuses avancées technologiques déboucheront sur des réalisations opérationnelles à cette date. 
D'ici 2020 et au-delà, une priorité doit être accordée à l'efficacité énergétique qui a deux dimensions : d'une part, la réduction des consommations énergétiques de chacune des filières, et, d'autre part, la sélection des filières dont le rapport bénéfice sur coût est le plus avantageux, en termes d'émissions de CO2 et d'investissements, comme de prix de revient. Compte tenu de l'ampleur des défis à relever, des priorités sont indispensables. D'ici à 2020, la R&D doit être spécialement active dans le domaine de l'énergie, afin de déterminer le plus rapidement possible des priorités claires et d'y allouer d'importants moyens. LEXIQUE DES ÉNERGIES BIOCARBURANTS L'utilisation de l'éthanol et des huiles végétales comme carburant est une pratique courante pour de nombreux automobilistes. L'éthanol tiré de la canne à sucre représente 85% du carburant ES85 servi au Brésil à près de cinq millions de véhicules. L'huile de coprah, des huiles végétales, voire l'huile de friture pour les automobilistes facétieux, propulsent des moteurs diesel de voiture ou de tracteurs d'ancienne génération, certes en contravention avec la réglementation et à titre anecdotique, mais sans inconvénient mécanique majeur. Alors que le prix du pétrole semble durablement établi à plus de soixante dollars le baril, soit un niveau deux fois supérieur à celui de janvier 2004, les biocarburants représentent une chance de diminuer dans des proportions non négligeables la dépendance des transports vis-à-vis des carburants classiques. Leur intérêt apparaît d'autant plus fort que leur bilan CO2 est bien plus favorable que celui des carburants d'origine minérale et que leur production compléterait les revenus d'une agriculture française ultra-productive en panne de débouchés. Le développement des biocarburants exige une démarche dynamique et une lisibilité de l'action des pouvoirs publics. Les réponses sur le bilan environnemental et énergétique des biocarburants sont désormais incontestables. Mais la compatibilité des biocarburants avec les carburants classiques doit être assurée au niveau technique mais aussi au niveau commercial. Le développement des biocarburants exige une action coordonnée sur tous les maillons de la filière, des cultures énergétiques à la production industrielle d'éthanol, d'ETBE (éthyl tertio butyl éther) ou d'esters d'huiles végétales, jusqu'à la distribution et à la commercialisation à grande échelle des carburants verts. Après avoir successivement occupé puis perdu un rôle leader en Europe pour les biocarburants, la France est, après les décisions prises fin 2005, engagée dans une stratégie offensive des pouvoirs publics conduite en concertation et en coopération avec tous les acteurs de la filière. Le bioéthanol et les esters d'huiles végétales : modes de production et d'utilisation L'éthanol, simple à produire, moins simple à utiliser Le bioéthanol provient de la fermentation des sucres et de l'amidon d'un grand nombre de plantes. On l'obtient en France à partir du blé et de la betterave principalement, aux États-Unis du maïs, et, au Brésil de la canne à sucre. Le bioéthanol peut être incorporé à l'essence mais plusieurs précautions doivent être prises. La première est que l'éthanol augmente la tension de vapeur du mélange, qui est plafonnée par la réglementation pour des raisons sanitaires et environnementales3. Pour compenser cette augmentation, le mélange doit donc se faire avec une essence spéciale dont la tension de vapeur est inférieure à l'essence normale. Deuxième précaution, l'éthanol a tendance à capter l'humidité et à se mélanger très facilement à l'eau. Dans certains cas, un phénomène de démixtion se produit, où l'éthanol quitte le mélange essence-éthanol pour s'incorporer à l'eau résiduelle qui peut se trouver en fond de cuve par exemple. En conséquence, des précautions particulières doivent être prises pour le stockage de mélanges essence-éthanol. Troisième précaution, les oléoducs transportent certes différents types de produits. Mais pouvant polluer les canalisations, le mélange essence-éthanol ne peut y transiter. On doit donc livrer ce mélange par camion spécialisé ou bien réaliser le mélange sur place. Si des solutions pratiques existent, l'incorporation d'éthanol à l'essence complique toutefois la tâche des distributeurs de produits pétroliers. C'est pour ces raisons, mais aussi pour conserver une part de leur valeur ajoutée que les pétroliers ont mis au point un dérivé de l'éthanol, l'ETBE (éthyl tertio butyl éther), parfaitement compatible avec l'essence. Dans ce schéma, l'éthanol est converti en ETBE par réaction sur l'isobutène, un coproduit de l'industrie pétrolière, avant d'être mélangé à l'essence. Côté utilisation, le mélange éthanol-essence peut être utilisé à différentes compositions, de quelques pourcent jusqu'à 85% dans le mélange ES85. Caractéristique technique importante, le contenu énergétique de l'éthanol est, à volume identique, inférieur à celui de l'essence. Il faut en effet 1,5 litre d'éthanol pour produire la même énergie qu'un litre d'essence. Toutes choses égales par ailleurs, un automobiliste qui parcourait 12 km avec un litre d'essence ne parcourt que 8 km avec un litre d'éthanol4. Les esters d'huiles végétales Les huiles végétales utilisables dans les moteurs à combustion interne proviennent de différentes plantes, en France d'abord du colza et ensuite du tournesol, mais également du soja et d'huile de palme dans d'autres pays. Les huiles végétales sont extraites de tourteaux utilisés par ailleurs pour l'alimentation animale. Utilisables directement dans des moteurs diesel frustes, les huiles végétales sont toutefois transformées en esters d'huiles végétales (EHV) incorporés dans le gazole pour former des mélanges parfaitement compatibles avec les moteurs diesels modernes5. L'addition d'esters dans le gazole peut être plus ou moins importante, allant de quelques pourcent jusqu'à 30% pour les flottes captives, les EHV pouvant même être utilisés purs. Le contenu énergétique des EHV est légèrement inférieur à celui du gazole. Il faut en effet 1,063 litre d'EHV pour obtenir la même énergie qu'avec un litre de gazole, un automobiliste parcourant 17 km avec un litre de gazole ne pouvant faire que 16 kilomètres avec un litre d'EHV6. Des biocarburants peuvent également être fabriqués à partir de graisses animales. On parle alors d'esters méthyliques d'huiles animales EMHV. Le potentiel de fabrication serait, en France, d'environ 150 000 tonnes par an. Les biocarburants de 2ème génération « Biomass-to-Liquids » (BTL) Les biocarburants de première génération sont fabriqués à partir des graines de blé, de soja ou de tournesol ou de la racine de betterave, qui constituent les réserves énergétiques de certains végétaux. La nouvelle frontière des biocarburants consiste à les produire à partir de la plante entière. Les volumes à en attendre sont considérablement plus élevés sans concurrence avec les cultures alimentaires. Selon l'ADEME, le potentiel de la biomasse encore mobilisable en France représente l'équivalent énergétique de 30 millions de tonnes de pétrole, 80% de cette ressource provenant de la partie lignocellulosique de la biomasse7. Les carburants qui pourront être obtenus à partir de cette matière première abondante - bois, résidus de bois, pailles, tiges, déchets végétaux - constitueront les biocarburants de 2ème génération. Soutenues au plan national et s'effectuant aussi en partenariat européen, les recherches sur les biocarburants de 2ème génération portent d'abord sur l'adaptation à la lignocellulose du procédé classique du gaz de synthèse, ensuite sur la réaction de Fischer-Tropsch, procédé utilisé pour les carburants liquides CTL et GTL, voire la conversion eau-gaz pour produire de l'hydrogène [voir les rubriques Gaz de synthèse, CTL et GTL], et, enfin, sur la production biochimique d'éthanol. La lignocellulose matière première pour le gaz de synthèse et Fischer-Tropsch Le procédé « production de gaz de synthèse - réaction de Fischer-Tropsch » s'applique d'ores et déjà au charbon en Afrique du Sud ou au gaz naturel en Malaisie et au Qatar. Au lieu de ces deux matières premières énergétiques minérales fournissant le carbone indispensable, on peut envisager de recourir à la lignocellulose. La lignocellulose est une combinaison de lignine et de cellulose qui renforce les cellules des plantes. Le premier stade de la transformation de la biomasse est l'obtention de gaz de synthèse, selon la réaction C6H9O4 (biomasse) + 2 H2O → 6 CO + 13/2 H28. Pour parvenir à des carburants liquides, il suffit ensuite de mettre en œuvre la réaction de Fischer-Tropsch, selon laquelle : n CO + 2n H2 → (CH2-)n + n H2O. La France s'est fixé l'objectif de mettre en œuvre en France le procédé classique de transformation de la biomasse - bois, résidus de bois, pailles de céréales - en gaz de synthèse suivi d'une synthèse Fischer-Tropsch de carburants liquides. Animé principalement par l'IFP et le CEA, le programme national de recherche sur les bioénergies (PNRB) de l'Agence nationale de recherche a, pour première étape, l'importation de technologies étrangères, et, comme deuxième étape, leur amélioration. La production d'hydrogène à partir de la biomasse Comme pour les carburants liquides tirés du charbon et du gaz naturel, le gaz de synthèse produit à partir de la biomasse peut conduire à des carburants liquides par la réaction de Fischer-Tropsch ou bien à la synthèse d'hydrogène, selon la réaction de conversion eau-gaz : CO + H2O → CO2 + H2. À partir du moment où la commercialisation des piles à combustibles embarquées sera possible dans les transports, alors la biomasse pourra servir de matière première pour la synthèse d'hydrogène. La production biochimique d'éthanol Première étape de la production d'éthanol à partir de la lignocellulose, la transformation de celle-ci en sucres est réalisée par une opération d'hydrolyse enzymatique. Deuxième étape, une partie des sucres9 est transformée en éthanol par fermentation alcoolique. Pour industrialiser les procédés dont l'échelle actuelle est celle du laboratoire, il faudra réduire le coût du prétraitement de la lignocellulose, le coût des enzymes ou les remplacer éventuellement par des micro-organismes. La production d'éthanol à partir de lignocelluloses fait l'objet du programme international NILE10, coordonné par l'IFP, qui a pour objectif d'augmenter le rendement et de réduire le coût du procédé. La construction à terme d'un pilote est prévue en Suède. Bilan environnemental et énergétique des biocarburants Produits à partir de la biomasse, une énergie renouvelable, les biocarburants présentent un intérêt environnemental certain en terme de réduction des émissions de CO2. Des craintes ont toutefois longtemps existé sur leur bilan énergétique, craintes qui sont aujourd'hui démenties. Un bilan environnemental très favorable Le remplacement des carburants classiques par des biocarburants se traduit par une réduction nette des émissions de CO2. La capture du CO2 lors de la croissance de la plante par le phénomène de photosynthèse compense en effet l'émission de CO2 lors de la combustion. Si la fabrication du biocarburant entraîne des dépenses énergétiques, son bilan global reste néanmoins largement favorable aux biocarburants. D'après des estimations concordantes, la filière éthanol émet 2,5 fois moins de gaz à effet de serre que la filière essence, et la filière EHV 3,3 fois moins que la filière gazole11. Compte tenu de la forte croissance de la consommation d'énergie dans les transports et de l'augmentation rapide des émissions de CO2 dans ce secteur, le développement des biocarburants revêt un intérêt particulier vis-à-vis de la lutte contre l'effet de serre. Dans l'hypothèse d'un taux d'incorporation de 5,75%, fixé comme objectif pour 2008 par le Gouvernement, la réduction d'émissions de gaz à effet de serre est, en France, estimée à 7 millions de tonnes de CO2. Un bilan énergétique qui pourrait être maximisé L'intérêt de produire des biocarburants dépend aussi du bilan entre leur contenu énergétique et l'énergie dépensée pour leur culture et leur production industrielle. L'ordre de grandeur des économies de pétrole réalisables est un autre critère d'appréciation. Sur la base de nombreuses études, il ne fait plus aujourd'hui de doute que les biocarburants, en dépit de la dépense énergétique faite pour les produire, entraînent bien une économie d'énergie fossile : l'énergie de carburants classiques qu'ils permettent de remplacer est supérieure à l'énergie des combustibles classiques consommés lors de leur fabrication. Une controverse demeure toutefois sur l'importance des économies réalisées. Selon la méthode de prise en compte du contenu énergétique des coproduits, le bilan énergétique des biocarburants varie dans des proportions importantes12. Représentant le rapport entre l'énergie du biocarburant considéré et la dépense énergétique liée à sa production, le bilan énergétique13 de l'éthanol de blé varie ainsi entre 1,19 et 2,04, celui de l'éthanol de betterave entre 1,28 et 2,04 et celui des EHV entre 2,5 et 2,44. Mais, dans tous les cas, et quelle que soit la méthode, les biocarburants se substituent à davantage de combustibles fossiles que leur fabrication n'en a consommés. Par ailleurs, le bilan énergétique des esters d'huile végétale est nettement supérieur à celui de l'éthanol. L'intérêt des biocarburants provient aussi de l'économie de pétrole qu'il est possible de réaliser au plan national. L'incorporation de 5,75% de biocarburants dans l'essence et le gazole permettrait, selon l'INRA14, une économie de pétrole de l'ordre de 1,5 à 2 millions de tep, pour une consommation nationale de 92,8 Mtep en 2004. S'ils semblent décevants, ces différents résultats - microéconomiques et macroéconomiques - sont évidemment tributaires du contexte technique d'aujourd'hui. Une efficacité énergétique accrue des procédés dans leur configuration actuelle améliorerait les choses. De même, les bilans énergétiques seraient fortement améliorés si l'on mobilisait le contenu énergétique de la biomasse résiduelle des cultures - paille de blé, tiges de maïs, tourteaux de colza -, soit en les utilisant directement dans la fabrication des biocarburants, soit en les valorisant par ailleurs. Bilan économique et fiscal La compétitivité des biocarburants est difficile à évaluer avec les outils économiques existants, qui la minorent systématiquement. Les études récentes dont les résultats sont pessimistes quant au bilan économique des biocarburants, présentent des limites méthodologiques manifestes, en omettant de prendre en compte les externalités des biocarburants qui fondent pourtant leur développement. Une compétitivité sur le marché conditionnée par des prix du pétrole supérieurs aux niveaux actuels Selon une étude de l'INRA, sans soutien des pouvoirs publics, les biocarburants ne seraient toujours pas compétitifs pour un prix du pétrole à 65 dollars le baril15. Calculés du champ au produit fini, les coûts des biocarburants comprennent les prix d'achat des matières premières (blé, colza, betteraves) et les coûts logistiques et industriels16. Les évaluations sont faites dans le cadre d'une compétition, au niveau communautaire, entre les usages alimentaires et les usages énergétiques17. Dans le cadre de ces hypothèses, ni l'éthanol de blé ou de betterave, ni l'ETBE de blé ou de betterave ne seraient compétitifs avec l'essence au niveau de 80 $/baril. Les EHV de colza le sont, pour leur part, avec le gazole pour un prix du pétrole de 75 $/baril. Pour l'IFP18, qui raisonne sur longue période, l'éthanol ne pourrait être compétitif à valeur énergétique égale qu'avec un prix du baril de l'ordre de 150 $/baril. Toutefois les EHV peuvent se révéler compétitifs pour un prix du baril variant entre 35 $ et 85 $, suivant les variations respectives du prix de l'huile, du prix du pétrole et de la parité €/$. Enfin, selon l'estimation de l'administration datant de septembre 200519, le bioéthanol incorporé directement ne deviendrait compétitif que pour un prix du pétrole supérieur à 90 $/baril20 et les EHV21 pour un prix du pétrole supérieur à 75 $/baril. Ces estimations sont sans doute intéressantes mais elles souffrent de plusieurs limites, même si l'on s'en tient au cadre trop restrictif des prix de marché. Il est évidemment difficile de connaître les prix de revient effectifs des producteurs, car il s'agit de données sensibles dans un contexte de concurrence. Les calculs réalisés n'intègrent pas par hypothèse l'abaissement des coûts que pourra apporter le progrès technique. Par ailleurs, une baisse des prix des matières premières agricoles n'est pas exclue, y compris dans le cadre communautaire, en raison de la pression des bas prix sur les marchés mondiaux. Enfin, il est évidemment difficile d'obtenir des conclusions valables dans le temps, du fait de la volatilité des prix du pétrole. Les estimations dans le cadre des prix de marché sont donc entachées d'une marge d'incertitude importante. Un soutien fiscal indispensable pour entraîner le développement de la filière Pour assurer le décollage des biocarburants, l'ensemble des Etats membres met en œuvre un soutien par la fiscalité, généralement plus important qu'en France. L'Union européenne en a d'ailleurs reconnu la nécessité, par la directive 2003/96/CE qui ouvre la possibilité aux Etats membres d'exonérer partiellement d'accises les biocarburants. La première des deux dispositions fiscales utilisées par la France est une réduction de la taxe intérieure de consommation sur les produits pétroliers (TIPP) pour les biocarburants élaborés sous contrôle fiscal dans des unités de production agréées. Pour tenir compte de la hausse du prix du pétrole qui creusait l'avantage comparatif des biocarburants, la loi de finances pour 2005 a réduit cette réduction de la TIPP de 13% pour l'éthanol et de 25% pour les EHV. Depuis début 2005, la réduction est donc de 33 € par hectolitre pour l'éthanol22 et de 25 € par hectolitre pour les EHV. Le poids de cette réduction de taxe est supporté par le budget de l'Etat. La deuxième disposition fiscale utilisée en France correspond à une réduction de la taxe générale sur les activités polluantes à laquelle sont soumis les distributeurs de supercarburants et de gazole, lorsqu'ils peuvent justifier l'incorporation de biocarburants dans leurs produits. Malgré la hausse du prix du pétrole intervenue en 2004 et 2005, les biocarburants ne sont toujours pas compétitifs sans soutien fiscal. En effet, pour un prix hors taxe de l'essence de 0,4 €/litre en Europe23, le coût de production de l'éthanol en Europe est de 0,75 €/litre. L'écart entre les EHV et le gazole est inférieur mais nécessite néanmoins d'être réduit par la défiscalisation24. Le coût du soutien aux biocarburants est un sujet de préoccupation souvent évoqué. La dépense fiscale en 2004 est estimée à 175 millions € pour un taux d'incorporation inférieur à 1%25. La dépense fiscale pour un taux d'incorporation de 5,75% aux conditions économiques de 2005 est évaluée à 1,27 milliard €, tandis que l'effort demandé aux consommateurs devrait s'élever à 2,4 milliards €26. L'effort nécessaire au développement des biocarburants n'épargne aucun pays. À titre d'exemple, la Suède, l'Allemagne ou l'Espagne ont choisi de détaxer totalement l'éthanol27. En réalité, l'opportunité du soutien aux biocarburants ne peut être appréciée au regard de son seul coût fiscal. Il est en effet indispensable de prendre en compte les externalités28 positives des biocarburants qui ne sont pas actuellement valorisées par les marchés et qui sont, de fait, difficiles à quantifier. La prise en compte indispensable des externalités Les biocarburants ont un intérêt environnemental évident : les émissions de CO2 liées à leur combustion sont compensées par la fixation de CO2 correspondant à la croissance de la plante. Le bilan de leur utilisation sur l'environnement est donc meilleur que celui des combustibles fossiles. Mais les marchés ne reconnaissent pas pour l'instant cet avantage. Les émissions de CO2 des véhicules automobiles ne sont en effet pas pour le moment taxées. Mais il paraît nécessaire, à long terme, d'intégrer le coût évité de la tonne de CO2 lié à l'usage des biocarburants. Il existe une base économique pour valoriser cet avantage : le prix de marché de la tonne de CO2, soit environ 20 €/tonne. [voir rubrique CO2] L'intérêt économique des biocarburants est également incontestable. En premier lieu, l'utilisation des biocarburants permet de réduire la facture énergétique extérieure et de diminuer les inconvénients géopolitiques de la dépendance. Ces avantages macroéconomiques sont certes difficiles à estimer monétairement mais ils sont réels. Par ailleurs, les biocarburants devraient conforter voire générer des emplois dans l'agriculture et dans les industries de transformation en zone rurale, ce qui est également une externalité positive, difficile à estimer mais qui est un bénéfice réel. Le surcroît d'activité agricole généré par les cultures énergétiques serait loin d'être négligeable. Pour le moment, les surfaces allouées au blé et à la betterave transformés en bioéthanol sont de 60 000 hectares, celles allouées au colza pour la production d'EHV de 330 000 hectares, la quasi-totalité étant prises sur le 1,5 million d'hectares mis en jachère pour les productions alimentaires. Le développement des biocarburants devrait conduire à la mise en culture de la totalité des jachères et au-delà. Le renouveau d'activité agricole est à l'évidence favorable à l'économie nationale, puisqu'in fine il correspond à une diminution des importations et du transfert de richesse vers l'extérieur. Ce renouveau est également favorable au monde rural. À cet égard, selon les estimations des professions agricoles, le développement de l'éthanol devrait à lui seul créer environ 26 000 emplois. La question fondamentale est en conséquence celle de l'optimisation de l'ensemble de la filière des biocarburants, qui passe par une action concertée à tous les niveaux. Un développement dynamique relancé en France Les cultures énergétiques représentent une chance pour l'agriculture, quel que soit le pays considéré, dans la limite toutefois de la satisfaction des besoins alimentaires. Si le développement de l'éthanol ne risque en aucune façon de s'effectuer en France au détriment des cultures alimentaires, en revanche certains experts estiment qu'il n'en sera pas de même pour le développement de l'EHV. En aval, le développement des cultures énergétiques doit aussi s'accompagner d'une croissance des capacités industrielles de traitement et d'une démarche également dynamique de l'appareil de distribution. Au total, l'impulsion de l'État est d'une importance primordiale, comme c'est toujours le cas pour assurer le décollage d'une énergie nouvelle. Redonner à la France un rôle de leader dans les carburants verts Force est aujourd'hui de constater que la France a pris, dans la production de biocarburants, un retard difficilement justifiable, compte tenu de son statut de grande puissance agricole. Après avoir été longtemps leader en Europe, la France a rétrogradé à la deuxième place pour les deux types de biocarburants. Pour le bioéthanol, la production française n'a, en 2004, atteint que 102 000 tonnes, soit presque deux fois moins que la production espagnole29. Pour les EHV, la situation est encore plus dégradée, puisqu'en 2004, la production française de 348 000 tonnes est trois fois plus faible que la production allemande30. La relance des biocarburants en France présente également l'avantage de renforcer son pouvoir de négociation au sein de l'Union européenne. L'intérêt communautaire pour la biomasse est en effet de plus en plus vif. Auprès de la Commission européenne, la France a tout intérêt à mettre en avant ses performances dans le domaine essentiel des biocarburants pour contrer des exigences nouvelles en matière d'électricité renouvelable dont l'intérêt économique est de plus en plus douteux. [voir rubrique Énergies renouvelables - problématiques communes]. Le développement des biocarburants en France est enfin essentiel pour dynamiser une filière industrielle dont les débouchés sur les marchés mondiaux sont prometteurs. Sur le marché du bioéthanol, l'Union européenne, et la France en particulier, sont, pour le moment, des acteurs tout à fait secondaires. La production européenne représente en effet moins de 3% de la production mondiale, dominée par le Brésil (9,9 millions de tonnes) et les États-Unis (8,2 Mt). Seule une production importante pourra d'une part, entraîner des efforts de recherche suffisants et une ingénierie compétitive, et, d'autre part, empêcher la submersion du marché intérieur par des importations en provenance des pays émergents ou en développement. Sur le marché des EHV, la situation européenne est bonne, avec 81% de la production mondiale. Dotée d'une industrie automobile leader mondial dans le domaine du moteur diesel, l'Union européenne a un intérêt manifeste à amplifier encore son avantage compétitif, en proposant une filière complète, allant de la production d'EHV au meilleur coût aux technologies des moteurs diesels les plus sobres et les moins polluants. C'est donc en toute logique que la France a décidé d'accélérer le pas dans la voie des carburants verts. Les objectifs ambitieux des pouvoirs publics Dès 2001, la Commission européenne a fixé l'objectif pour 2020 d'un remplacement à hauteur de 20% des carburants traditionnels par des carburants de substitution : gaz naturel, biocarburants en premier lieu. En application de cette stratégie, la directive 2003/30/CE indique, à titre indicatif, que les consommations de biocarburants devront représenter 2% en 2005 et 5,75% en 201031 des consommations globales d'essence et de gazole utilisées dans les transports, pour chaque État membre. Pour atteindre cet objectif, les Etats membres peuvent, selon la directive 2003/96/CE, exonérer partiellement ou totalement d'accises les biocarburants. Dès novembre 2001, l'Office parlementaire d'évaluation des choix scientifiques et technologiques adoptait les recommandations de MM. Claude Birraux et Jean-Yves Le Déaut, Députés, appelant à une accélération du développement des biocarburants dans le cadre d'un plan mobilisateur intitulé « Terre énergie pour des biocarburants indépendants »32. En 2004, le Plan Climat enregistrait l'engagement du Gouvernement d'atteindre les objectifs de la directive européenne. La loi de programme du 13 juillet 2005 fixant les orientations de la politique énergétique, d'une part, valide cette approche, et, d'autre part, reprend l'objectif proposé par l'Office à plus long terme d'une économie d'importations de 10 Mtep en 2010, grâce à l'apport de la biomasse pour la production de chaleur et de biocarburants, dans le cadre d'un plan « Terre-énergie ». Depuis lors, une accélération a été annoncée, en septembre 2005, par le Premier ministre, M. Dominique de Villepin, l'incorporation de biocarburants devant atteindre 5,75%, dès 2008, au lieu de 2010, les objectifs de 7% étant fixés pour 2010 et 10% en 201533. Selon les estimations relatives à 2005, l'éthanol incorporé dans l'essence a représenté 172 550 tonnes et les EHV incorporés dans le gazole 404 700 tonnes. Pour atteindre l'objectif de 5,75% en énergie à la date de 2008, la consommation d'éthanol devra être multipliée par 5 et celle d'EHV par 5,534, 35. Deux questions se posent. Le monde agricole pourra-t-il fournir les matières premières nécessaires ? L'industrie pourra-elle assurer leur transformation et la distribution assurer la commercialisation ? Des marges de production agricole réellement importantes en France Le développement des biocarburants jusqu'au niveau indiqué ci-dessus conduirait à multiplier par 5,5 les surfaces actuellement allouées aux cultures énergétiques. Mais la capacité des surfaces agricoles nationales à fournir les matières premières nécessaires ne fait aucun doute, non plus que le dépassement des objectifs grâce au progrès technique. Pour atteindre les 5,75% d'incorporation d'éthanol, 225 000 hectares devront être consacrés au blé ou à la betterave. De l'avis de l'INRA et de l'administration, cette superficie pourra être mise en culture sans difficulté. Il n'en serait pas de même pour les surfaces de colza à cultiver pour la production d'EHV. Alors que le colza est actuellement cultivé sur 1,1 million ha36, 37, 1,6 million d'hectares de colza supplémentaires devront en effet être mis en culture. Bien entendu, les jachères, qui, en 2004, représentaient 1 200 000 hectares, pourront être mobilisées. Selon l'INRA, les jachères effectivement utilisables pour les cultures industrielles ne représenteraient toutefois que 900 000 hectares. D'où une concurrence, jugée inévitable, entre les cultures de colza pour l'alimentation et pour les biocarburants, et, en conséquence, d'éventuelles tensions sur les prix du colza et des huiles végétales plus généralement. Ces craintes seront vraisemblablement démenties car la politique agricole commune semble durablement favorable au développement de biocarburants. En 1992, afin de réduire les excédents agricoles, la politique agricole commune (PAC) réformée a introduit, pour les grandes cultures, le gel obligatoire ou mise en jachère d'une partie des terres utilisées pour des cultures alimentaires. Mais celles-ci peuvent toutefois être utilisées pour des cultures industrielles. En 2004, les cultures énergétiques ou industrielles non seulement continuent d'être autorisées sur les jachères mais sont aussi encouragées hors jachère par l'octroi d'une aide directe de 45 € par hectare38. Renforcées par la politique agricole commune, les cultures énergétiques ne semblent pas devoir buter sur une limite de capacité. Il paraît en effet possible de parvenir à produire jusqu'à 10 millions de tep d'éthanol, sur la base de 4 millions d'hectares en tri-culture blé, maïs, betterave, à condition de valoriser sous forme d'énergie les 13 tonnes de biomasse par hectare. Le développement des technologies de gazéification ou de fermentation des lignocelluloses est ainsi indispensable. Les carburants BTL, une opportunité pour la filière bois française Totalisant 15 millions d'hectares et augmentant de 40 000 hectares par an, la forêt française est la première de l'Union européenne à 15, devant celle de l'Allemagne, de l'Espagne et de l'Italie. Sur la base d'une production biologique des forêts françaises d'environ 90 millions m³ par an, la récolte de bois ne dépasse pas 55 millions m³. Le potentiel d'augmentation de la récolte est donc considérable. La filière bois rassemble par ailleurs 450 000 personnes, travaillant dans le reboisement, la sylviculture, l'exploitation forestière et les industries de première et seconde transformation du bois. Il s'agit le plus souvent d'industries locales, qui contribuent au maintien d'une activité dans les zones rurales et concourent à un développement équilibré du territoire. La mise en place de technologies biocarburants de 2ème génération aurait l'intérêt de renforcer la filière bois, même si des arbitrages doivent sans doute être faits entre les trois types d'utilisation de la lignocellulose : bois énergie, production d'électricité et carburants liquides BTL. La nécessité d'un développement simultané de l'industrie Un développement volontariste des biocarburants passe non seulement par une mobilisation de l'agriculture mais également par des investissements en capacités de production additionnelles d'éthanol et d'EHV. Ces investissements permettront la mise en œuvre des progrès techniques réalisés sur les procédés et, dans la mesure où les objectifs de production sont ambitieux, conduiront à des économies d'échelle, deux facteurs de réduction des coûts. C'est pourquoi, afin d'atteindre les objectifs ambitieux des pouvoirs publics, une concertation a été conduite en novembre 2005, par les ministres de l'agriculture et de l'industrie, lors d'une table ronde, le 21 novembre 2005, réunissant toutes les parties prenantes, publiques et privées. Quinze engagements concrets ont été pris par les industriels et les distributeurs, tendant à donner la visibilité technique et commerciale indispensable à la réalisation des investissements lourds requis par le développement de la filière des biocarburants. Tous les éléments semblent donc réunis pour assurer la reconquête par la France de sa place de leader européen des biocarburants qu'elle n'aurait jamais dû perdre. BIOGAZ La réduction des émissions de CO2 tend à monopoliser l'attention quand on évoque la lutte contre l'effet de serre. Le méthane CH4 est un autre gaz à effet de serre qu'il est indispensable de prendre en compte car son pouvoir de réchauffement global, c'est-à-dire sa nocivité vis-à-vis du réchauffement global, est 21 fois supérieur à celui du CO2. Mélange de CO2 et de CH4 formé par dégradation de la matière organique en absence d'oxygène, le biogaz constitue donc une cible capitale des efforts de lutte contre l'effet de serre. La maîtrise des émissions de biogaz s'impose d'autant plus qu'elle conduit à mettre en place des modes de traitement modernes des déchets ménagers, agricoles et industriels, et à valoriser son contenu énergétique qui est loin d'être négligeable. Le biogaz, une ressource énergétique issue de résidus difficiles à gérer Le biogaz résulte de la fermentation, spontanée ou stimulée par des bactéries, en l'absence d'oxygène, de matières organiques comme la fraction fermentescible des déchets ménagers, les boues des stations d'épuration, les graisses et autres déchets des industries agroalimentaires, les fumiers ou les lisiers des exploitations agricoles. Le biogaz est constitué d'environ deux tiers de méthane CH4, d'un tiers de dioxyde de carbone CO2, et de traces d'autres gaz, la composition du mélange pouvant varier à la marge suivant la nature des déchets et le type de procédés. La démarche de maîtrise des émissions de biogaz passe par plusieurs étapes. Ce sont les centres d'enfouissement techniques spécifiquement aménagés ou les réacteurs de méthanisation qui permettent de récupérer le biogaz produit par les déchets ménagers. Les centres d'enfouissement techniques sont généralement composés de grands casiers semi-enterrés, remplis successivement, au fur et à mesure de l'exploitation. Reposant sur un drainage de récupération des ruissellements et une couche imperméable, chacun des casiers est surmonté d'un drainage de récupération du biogaz et coiffé d'une couche de terre végétale pour la banalisation du site après fermeture. Ainsi est assurée la récupération du biogaz selon une technique dont les nuisances sont considérablement réduites par rapport à une décharge à l'air libre. Assurant le traitement des déchets agricoles ou des boues de stations d'épuration en milieu confiné, les unités ou les usines de méthanisation comportent généralement un système de prétraitement des matières et un « digesteur », sorte de silo où la dégradation a lieu. Pour les centres techniques d'enfouissement comme pour les unités de méthanisation, le biogaz fait l'objet d'un traitement avant valorisation. Le biogaz constitue une ressource énergétique en tant que telle. Le biogaz peut en effet servir de combustible pour la production de chaleur, mais aussi pour la production d'électricité avec des turbines à gaz ou à la cogénération de chaleur et d'électricité. Avec plus de difficultés techniques, le biogaz peut aussi servir à produire des carburants liquides ou tout simplement être injecté sur un réseau de distribution de gaz naturel. Si la récupération et la valorisation du biogaz mettent en œuvre des techniques en théorie simples, leur mise en œuvre pratique est relativement récente. Comparée au Royaume Uni et à l'Allemagne, la France est en retard dans la récupération du biogaz. Des efforts importants sont toutefois engagés pour progresser dans ce domaine, la réduction des émissions de gaz à effet de serre et la protection de l'environnement étant en partie financées par la valorisation énergétique du biogaz. En France, un retard en cours de rattrapage Réalisée dans 4000 installations, la production de biogaz dans l'Union européenne s'est élevée à 4,3 millions de tonnes équivalent pétrole (Mtep) en 200439. Les centres de stockage ont fourni 35% du total du biogaz produit, les stations d'épuration industrielles 35% et les stations d'épuration urbaines 20%40. Le leader européen de la production de biogaz est le Royaume Uni avec 1,47 Mtep, suivi de l'Allemagne avec 1,29 Mtep. La France vient loin derrière, avec 0,36 Mtep, à peu près au même niveau que l'Espagne (0,27 Mtep) et l'Italie (0,2 Mtep). Tant le Royaume Uni que l'Allemagne valorisent à près de 80% leur biogaz sous forme d'électricité, le reste l'étant sous forme de chaleur. Sous l'impulsion et avec l'aide de l'ADEME, la France a engagé une politique de rattrapage. Pour la récupération et la valorisation du biogaz, la France compte une vingtaine de centres d'enfouissement techniques de déchets ménagers, une unité de méthanisation des déchets ménagers, deux cents stations d'épuration urbaines ou industrielles et moins de dix sites de déjections d'élevage. La valorisation du biogaz s'effectue en France majoritairement sous forme de chaleur et dans une moindre mesure sous forme d'électricité. Dans son effort de rattrapage, la France développe en priorité la valorisation du biogaz sous forme d'électricité. L'instrument d'intervention utilisé pour ce faire est le tarif de rachat de l'électricité produite par les centrales thermiques brûlant du biogaz, qui s'élève à 46 €/MWh, auquel s'ajoute une prime d'efficacité énergétique de 0 à 12 €/MWh. La question de la production de biogaz, en réalité de sa récupération assistée, et de sa valorisation ne saurait être considérée comme accessoire, bien au contraire. Les émissions de méthane des décharges41 et de l'agriculture42 ont en effet représenté un total de 1,2 million de tonnes par an. Compte tenu du pouvoir radiatif très élevé du méthane, 21 fois supérieur à celui du dioxyde de carbone, ces émissions représentent 5% du total des émissions françaises de gaz à effet de serre. Les volumes des émissions de méthane liées aux déjections d'élevage sont plus importants en France, en volumes d'émissions, que ceux émanant des décharges de déchets ménagers ou industriels. La dispersion des lieux d'élevage sur tout le territoire représente évidemment une difficulté majeure pour la réduction des émissions correspondantes, à moins que des solutions techniques simples et peu coûteuses ne permettent d'essaimer des installations de valorisation adaptées aux exploitations agricoles individuelles. Sur le plan industriel, la France dispose des atouts nécessaires en Europe, avec VEOLIA Environnement et VALORGA. L'action résolue engagée dans le domaine du biogaz est d'autant plus nécessaire que sa valorisation réduit le coût du traitement des déchets et que les bénéfices en termes d'aménagement et d'environnement sont considérables. BOIS ÉNERGIE Les applications énergétiques de la biomasse sont généralement réparties en trois catégories : les biocarburants, le biogaz et le bois énergie. Contribuant à desserrer la dépendance des transports routiers vis-à-vis du pétrole et à diminuer les émissions de gaz à effet de serre, les biocarburants constituent un enjeu majeur pour les transports. [voir rubrique Biocarburants] Le biogaz offre des solutions capitales pour une valorisation des déchets bénéfique pour l'environnement. [voir rubrique Biogaz] Dans le grand pays forestier qu'est la France, le bois énergie constitue, depuis longtemps, une ressource énergétique importante, fournissant déjà plus de 6% de la production d'énergie primaire française, avec des perspectives de développement considérables. Le bois énergie apporte déjà une contribution importante à la lutte contre l'effet de serre, puisque le CO2 rejeté à la combustion est compensé par la photosynthèse qui assure la croissance de la plante ou de l'arbre en fixant du CO2. Mais pour mieux valoriser les ressources du monde rural, le bois doit aujourd'hui entrer dans une ère nouvelle, celle du bois énergie, utilisé non seulement par les particuliers mais également par les collectivités et l'industrie. La filière bois doit être mobilisée à cette fin, pour mieux exploiter la forêt et les résidus des industries du bois, pour développer de nouveaux conditionnements du bois énergie et pour assurer leur commercialisation. L'industrie, de son côté, doit mettre au point des chaudières à haut rendement pour la production de chaleur et d'électricité. Les entreprises et les collectivités doivent également être convaincues que les ressources locales peuvent contribuer d'une manière parfois décisive à la fourniture et à la distribution de chaleur, voire d'électricité. Un potentiel imparfaitement mobilisé La forêt française couvre 15 millions d'hectares. On en tire annuellement 25 millions de m3 de bois énergie. En ajoutant les 15 millions de m3 de résidus de l'industrie du bois et des exploitations rurales, le bois énergie consommé en France représente 40 millions de m3 par an, soit l'équivalent de 9,2 millions de tonnes équivalent pétrole (Mtep)43. En France, l'essentiel du bois énergie est utilisé pour la production de chaleur. Mais une partie contribue à la production d'électricité, principalement dans l'industrie. Ce sont les ménages qui, pour le moment, consomment, en France, la plus grande partie du bois énergie (près de 80%). Près d'un ménage sur deux dispose, en effet, dans l'habitat individuel, d'un chauffage au bois, dont le rendement est toutefois faible44. D'un usage habituel, disséminé et d'un faible volume unitaire, le seul bois énergie consommé par les ménages représente une contribution en énergie primaire supérieure de 30% à celle de l'hydroélectricité. Le reste du bois énergie, soit 20% du total, est brûlé principalement dans près de 1000 chaufferies industrielles appartenant à la filière bois, pour obtenir de la chaleur, et dans certains cas, de l'électricité en cogénération. Le chauffage urbain, le chauffage de l'habitat collectif ou le chauffage de bâtiments du secteur tertiaire représentent un autre débouché, d'une importance inférieure pour le moment. Compte tenu de la superficie de son territoire et l'importance de ses forêts, il n'est pas étonnant que la France soit le premier producteur de bois énergie de l'Union européenne, devant la Suède, la Finlande, l'Allemagne et l'Espagne45. Toutefois, rapportée au nombre d'habitants, la consommation de bois énergie en France est très faible, pas très éloignée de la moyenne européenne. Le niveau de consommation par tête en France est en effet de 0,15 tep par an, soit dix fois moins qu'en Finlande, six fois moins qu'en Suède, mais deux fois plus qu'en Allemagne. L'avance de la Finlande s'explique par l'importance de son industrie forestière (papier et pulpe) et par le fort développement des réseaux de chaleur alimentés en bois énergie. Quant à la Suède, le rôle qu'elle assigne traditionnellement au bois énergie pour la production de chaleur est désormais complété par un vif encouragement, donné par des certificats verts46, à son utilisation, pour la production d'électricité, par des centrales thermiques spécialement adaptées à ce type de combustible. L'Allemagne, pour sa part, a mis en place en 2004 de puissantes incitations au développement de l'électricité produite avec du combustible bois énergie, grâce à un tarif de rachat élevé (84-115 €/MWh) auquel s'ajoutent différentes primes en fonction des solutions techniques. Dans l'industrie du bois énergie, la position de la France n'est pas non plus de premier plan. Que ce soit pour les équipements individuels ou pour les chaudières industrielles, les industriels français sont peu nombreux et d'une taille insuffisante, comparés aux spécialistes scandinaves, allemands ou autrichiens. Le secteur est dominé par la société suédo-norvégienne Kvaerner, dont le chiffre d'affaires est cinquante fois supérieur à celui d'un spécialiste français comme Weiss. Au total, il apparaît que la France possède des atouts dans le bois énergie qui pourraient sans aucun doute être mieux développés. C'est à quoi s'est attaché le programme bois énergie 2000-2006 de l'ADEME, qui, fort de ses premiers succès, pourrait sans aucun doute être accéléré, compte tenu du contexte énergétique mondial. Un effort à amplifier La valorisation des atouts de la France dans le bois énergie aurait de multiples avantages, agricoles, environnementaux et énergétiques. Si l'on considère l'état de la forêt française, c'est une obligation. Chronique depuis plusieurs décennies, la sous-exploitation de la forêt française s'aggrave au point de menacer son entretien, son renouvellement et même sa pérennité47. Le taux d'exploitation48 insuffisant des forêts françaises (60% environ) a pour première conséquence d'obliger à des importations qui pourraient être remplacées par l'offre nationale, qui s'ajoutent aux importations incompressibles de bois exotiques et conduisent à un déficit du commerce extérieur en bois et produits dérivés. La deuxième conséquence est le vieillissement de la forêt française avec une perspective de manque à gagner à long terme, la dégradation de la qualité du bois et l'accumulation de friches forestières aggravant les risques d'incendie. Si la consommation de bois énergie est, en France, d'ores et déjà de 40 millions m³ (Mm³)49, il existe de considérables marges de production supplémentaires. Le volume de bois fort disponible est estimé à environ 25 Mm³, dont une partie pourrait être consacrée aux usages industriels et l'autre au bois énergie. Par ailleurs, le taux de récupération des sous-produits de l'industrie pourrait être amélioré, ce qui augmenterait encore les ressources disponibles pour le bois énergie. Au total, sans empiéter sur la demande des industries de la filière bois, 12 Mm³ supplémentaires par an, au minimum, pourraient être utilisés sous forme de bois énergie. L'apport énergétique correspondant serait de 3 millions de tonnes équivalent pétrole50. Une exploitation plus dynamique de la forêt française et une récupération plus exhaustive des sous-produits sont indispensables, de même que l'amélioration des modes de conditionnement du bois et des circuits de distribution. D'ores et déjà, la demande de bois énergie a été stimulée, notamment grâce à des aides nationales ou locales, comme l'ADEME a commencé à le faire avec son programme 2000-2006. S'agissant du chauffage domestique, l'objectif de l'ADEME a été de favoriser la modernisation du parc d'appareils par l'augmentation de la part relative des foyers fermés, des poêles et chaudières de haute performance, et de conforter les circuits d'approvisionnement garanti. Dans l'industrie, des progrès ont été effectués pour l'utilisation de sous-produits de transformation du bois dans des chaufferies industrielles et éventuellement de l'électricité en cogénération. Des progrès importants ont également été réalisés pour le développement des chaufferies urbaines ou collectives au bois, utilisant des ressources de proximité. Soutenu par des aides fiscales sous forme de crédits d'impôts - un crédit d'impôt de 50% a été fixé par la loi de finances pour 2006 pour les chaudières à bois d'un rendement supérieur à 65% - le programme bois énergie 2000-2006 devrait atteindre ses objectifs. Par ailleurs, les pouvoirs publics se sont récemment engagés à développer la production d'électricité utilisant le bois énergie comme combustible. Ce type d'application est actuellement peu important. En effet, la puissance cumulée des installations de production électrique à partir de la biomasse ne dépasse pas 200 MW. La décision a été prise de renforcer ce débouché. Un appel d'offre est en effet programmé pour 2006 par le ministère délégué à l'industrie, en vue de la construction d'une puissance installée de 300 MW pour la production d'électricité renouvelable à partir de bois et de déchets agricoles51. La filière bois n'a pas suffi à dynamiser l'exploitation forestière. On peut espérer que le bois énergie, s'ajoutant aux industries du bois, créera un nouveau dynamisme Satisfaire, à moindre coût et à moindres émissions de CO2, des besoins en énergie nationaux, dynamiser des territoires en y créant une activité forestière et industrielle et renforcer l'industrie française sur le marché national et à l'export : ces objectifs méritent l'attention redoublée des pouvoirs publics. CHANGEMENT CLIMATIQUE L'effet de serre additionnel, un danger identifié depuis longtemps En 1861, l'ingénieur irlandais Tyndall démontre que différents gaz ou vapeurs peuvent absorber la chaleur ou la restituer. Parmi ceux-ci : la vapeur d'eau et le gaz carbonique que l'on retrouve en faible concentration dans l'atmosphère. Tyndall en déduit que toute variation de la concentration de gaz carbonique dans l'air pourrait provoquer un changement de climat. En réalité, c'est depuis 1822 avec Fourier que l'on sait que l'atmosphère joue le rôle des vitres d'une serre, qui laissent passer l'essentiel du rayonnement solaire et piègent la chaleur en absorbant les rayonnements thermiques émis par son contenu. D'ailleurs, sans l'effet de serre naturel, la température moyenne de la surface du globe serait d'environ -18 °C au lieu de +15 °C. Reprenant en 1895, les travaux de Tyndall, Svante August Arrhenius, un chimiste suédois, futur Prix Nobel, calcule que, si la concentration de l'atmosphère en dioxyde de carbone était multipliée par 2,5 ou 3, la température des régions arctiques pourrait augmenter de 8 ou 9 °C. Constatant l'envol de la consommation d'énergie liée au développement économique, Arrhenius redoute, dès 1920, les conséquences de la croissance de la consommation de charbon sur l'atmosphère. La crainte d'un impact des combustibles fossiles sur le climat n'est donc pas une nouveauté scientifique. Deux constats scientifiques irréfutables Le réchauffement global et le changement climatique En sport, les records sont faits pour être battus. Il semble en être malheureusement de même, pour le réchauffement global et le changement climatique. La vague de chaleur de l'été 2003 en Europe est restée dans les mémoires, avec ses 21000 décès additionnels en France, Italie, Pays-Bas, Portugal, Royaume Uni et Espagne. L'année 2004 est la 4ème année la plus chaude depuis 1861. Les mois de juin et d'octobre 2005 ont battu tous les records depuis plus d'un siècle, la température de surface de l'Atlantique nord étant la plus élevée jamais enregistrée. Depuis le début du XXème siècle, la température moyenne globale en surface a augmenté de 0,6 à 0,7°C. En réalité cette augmentation s'accélère depuis 1976, à un rythme trois plus élevé que celui des cent dernières années. De fait, les années 1990 sont la décennie la plus chaude depuis que des enregistrements sont effectués. Les évolutions récentes ne semblent pas de nature à enrayer ce phénomène. Les bouleversements climatiques se multiplient. Les périodes de sécheresse se prolongent dans de nombreuses régions, par exemple dans la corne de l'Afrique en 2004, alors que, dans d'autres régions, les précipitations ont dépassé la moyenne, comme en Europe de l'est ou en Asie de l'ouest. Encore plus marquée qu'en 2003, année déjà fortement perturbée, la saison des ouragans dans l'Atlantique se caractérise par un nombre record de tempêtes tropicales ayant reçu un nom - 26 au total - qui ont semé la dévastation en Amérique centrale, dans les Caraïbes et aux États-Unis d'Amérique. En parallèle à cette évolution climatique incontestable, dont les populations ont de plus en plus conscience, un autre phénomène est prouvé scientifiquement, à savoir la modification de la composition de l'atmosphère. La modification de la composition de l'atmosphère Depuis le début du XIXème siècle, qui voit le démarrage des activités industrielles, la composition de l'atmosphère terrestre change. Ce fait est désormais incontestable, compte tenu de la multiplicité des observations et de leur fiabilité. La concentration du dioxyde de carbone dans l'atmosphère, qui est restée stable à 280 ppm pendant un millénaire, a augmenté ensuite au rythme annuel moyen de 1,5 ppm, pour atteindre 365 ppm en 199852. La concentration de méthane dans l'atmosphère, stable à 700 ppb pendant huit cents ans, augmente au rythme annuel moyen de 7 ppb et a atteint 1745 ppb en 199853. Des évolutions du même ordre sont observées pour d'autres gaz, comme le protoxyde d'azote ou oxyde nitreux N2O ou les hydrofluorocarbones. La modification de la composition de l'atmosphère entraîne un réchauffement global L'évolution du climat résulte de processus physiques, géophysiques, chimiques et biologiques qui sont aujourd'hui de mieux en mieux connus. Les modèles mathématiques permettent de simuler les interactions entre les terres émergées, les océans, les nuages, la stratosphère, par exemple. Même si des progrès restent à effectuer, leurs résultats sont de plus en plus fiables : la modification de la composition de l'atmosphère, telle qu'on la mesure, ne peut qu'entraîner un réchauffement global, suivant la représentation que l'on a du système planétaire, et, par suite, un changement climatique. Des évolutions naturelles sont également à l'œuvre, aujourd'hui connues de tous. Le climat de la planète Terre subit en permanence des variations naturelles. Deux évolutions intervenues depuis 1970 sont bien connues : l'éclairement de la Terre et les éruptions volcaniques. S'agissant de l'éclairement de la Terre, deux cycles de court terme existeraient, l'un de court terme, l'autre de long terme. Les mesures effectuées par les satellites depuis les années 1970 permettent d'évaluer la réalité des fluctuations de l'énergie rayonnée par le soleil entre 1970 et 2000 selon un cycle de 11 ans lié aux taches solaires. L'éclairement de la Terre n'aurait en fait varié que très faiblement. Des fluctuations de l'éclairement de la Terre sur le climat se produiraient aussi sur longue période, selon un cycle de 1500 ans54. Après une période chaude, dite optimum médiéval au XIIe siècle, le climat aurait connu, en réponse à une augmentation de l'éclairement, un petit âge glaciaire entre 1550 et 1700. Notre époque correspondrait à une évolution vers la partie haute du cycle, qui serait atteinte dans plusieurs siècles. Deuxième type de phénomène naturel pouvant influer sur la température de l'atmosphère : les éruptions volcaniques, qui ont été nombreuses au cours du XXe siècle, particulièrement entre 1960 et 1991, avec entre autres l'éruption du Mont Pinatubo cette dernière année. Mais l'accroissement de la concentration d'aérosols dans la stratosphère freinerait le réchauffement planétaire. Selon les calculs, les deux phénomènes de l'éclairement et du volcanisme se compenseraient. En termes d'ordre de grandeur, ces phénomènes naturels identifiés sont de moindre portée que le seul effet de la modification de l'atmosphère. On peut bien entendu imaginer que le réchauffement global résulte d'autres causes naturelles qui ne seraient pas encore identifiées. Mais là n'est pas la question. Une précaution indispensable : réduire les émissions de gaz à effet de serre Que le réchauffement global soit dû essentiellement aux activités humaines fait l'objet d'un consensus très large parmi les experts du GIEC (Groupe intergouvernemental d'experts sur le climat). On peut s'interroger sur la valeur de ce consensus, dans la mesure où les voix contraires semblent peu nombreuses ou peu audibles dans la communauté scientifique. Mais à partir du moment où il y a un réchauffement global, ce qu'il est difficile de contester vu la convergence des indices et des mesures, l'unicité de sa cause n'a pas beaucoup d'intérêt. En réalité, la question de fond est la suivante : l'augmentation de la concentration de gaz à effet de serre dans l'atmosphère est-elle, oui ou non, de nature à déclencher un réchauffement global ? À cette question, la physique et les modèles climatiques55 répondent positivement, que des causes naturelles amplifiant ou atténuant ce phénomène s'y ajoutent ou non. Par précaution, il faut agir, d'autant que l'emballement du système climatique pourrait être dramatique et que la réduction des émissions de gaz à effet de serre est vertueuse pour l'économie, à condition qu'elle soit effectuée avec discernement. Un danger à éviter à tout prix : des dérèglements climatiques cumulatifs Parmi les multiples conséquences climatiques, géographiques, économiques et sociales de l'augmentation de la concentration de l'atmosphère en gaz à effet de serre, la plus redoutable serait, sans aucun doute, le déclenchement de mécanismes cumulatifs emportant le climat dans des évolutions imprévisibles de grande ampleur. Le ralentissement voire l'arrêt du Gulf Stream est l'un des effets collatéraux du réchauffement climatique que l'on peut redouter. Autre scénario catastrophe, la libération des hydrates de carbone présents au fond des océans est parfois redoutée. Encagé dans des molécules d'eau, le méthane, qui repose sur de nombreux fonds marins à grande profondeur, est piégé par la pression. Il n'existe pas d'enchaînement crédible d'évolutions naturelles spontanées portant les hydrates de méthane vers la surface. En revanche, une exploitation mal maîtrisée de cette réserve immense d'hydrocarbures peut susciter la crainte d'une remontée intempestive de grandes quantités de méthane. D'une grande difficulté technique, compte tenu de la profondeur et de la dispersion de la ressource, l'extraction d'hydrates de méthane paraît toutefois éloignée dans le temps. L'altération du permafrost est un troisième scénario d'épouvante environnementale, d'une portée considérable puisque le permafrost piège non seulement en grande quantité du dioxyde de carbone mais aussi du méthane. Le réchauffement global pourrait d'abord réduire les quelque dix millions de km² de permafrost de l'hémisphère nord autour de l'océan glacial arctique. On constate d'ores et déjà, dans certaines régions comme l'Alaska, une altération des propriétés mécaniques du permafrost, génératrice de dégâts divers. Mélange compact de terre, de végétaux et de glace, le permafrost pourrait voir sa superficie divisée par 10 par un réchauffement de cinq degrés, à l'horizon de la fin du siècle. Phénomène cumulatif, l'altération du permafrost pourrait, à son tour, stimuler le réchauffement climatique. De grandes quantités de CO2 sont en effet contenues par le permafrost. Selon certains auteurs, le permafrost contiendrait 30% du carbone contenu par la croûte terrestre, qui, s'il était libéré dans l'atmosphère à l'état de dioxyde de carbone, viendrait renforcer l'effet de serre. Autre menace, elle aussi redoutable, la fonte du permafrost pourrait également libérer le méthane qu'il contient. Phénomène supplémentaire, l'élévation de température pourrait aussi accélérer la décomposition en méthane des végétaux du permafrost. Pour intéressants qu'ils soient, les scénarios ci-dessus sont hors limites des modèles climatiques. Dans l'ordre des inquiétudes à avoir, il faut sans doute redouter davantage pour l'avenir, des interactions imprévues entre les éléments du climat, se traduisant par une fréquence accrue et une amplification des phénomènes extrêmes climatiques, dans un contexte où les émissions de CO2 continueraient de croître rapidement. La réduction des émissions, une contrainte à optimiser sur le plan économique La non-adhésion des États-Unis au Protocole de Kyoto repose sur leur refus officiel de handicaper la croissance économique et de mettre en danger le mode de vie nord américain. Si l'Union européenne et le Japon ne parvenaient pas à élargir la lutte contre l'effet de serre lors de Kyoto II, l'auto contrainte qu'ils se sont imposée pourrait apparaître comme un poids inutile sur leur compétitivité. Une autre lecture du Protocole de Kyoto est toutefois possible, celle d'une incitation forte à améliorer l'efficacité énergétique de leurs économies et à substituer des énergies sans carbone comme l'énergie nucléaire ou les énergies renouvelables à des sources d'énergie, dont les réserves, au demeurant limitées, seraient mieux utilisées comme matières premières de la chimie que comme combustibles. En réalité, le coût des mesures à prendre pour atteindre les objectifs de Kyoto est en grande partie tributaire des instruments mis en œuvre. Les économistes ont largement démontré que les contraintes nationales de réduction sont moins efficaces et plus coûteuses que le jeu d'un marché le plus large possible de permis ou de quotas d'émission56. Au-delà des coûts, l'évolution des mentalités est un sujet d'importance, que la mise en œuvre des certificats blancs en France a pour but d'accélérer. Enfin, la dynamisation des investissements et des recherches sur les énergies sans carbone est susceptible de générer des avantages concurrentiels pour les industries qui sauront y consentir. Imposée par le principe de précaution, la contrainte de la réduction des émissions de gaz à effet de serre doit, à tout prix, être transformée en opportunité de faire apparaître, au meilleur coût, des bénéfices technologiques. [voir rubrique Kyoto] CHARBON Dans l'état actuel des connaissances sur les réserves mondiales en combustibles fossiles, le charbon occupe, de très loin, la première place57. Entre 2001 et 2004, sa consommation a bondi de 23%. Le charbon occupe de fait un rôle irremplaçable dans l'industrie sidérurgique et de premier plan dans la production électrique et d'autres industries. De grands pays comme les États-Unis, la Russie, la Chine et l'Inde possèdent de substantiels gisements dont l'exploitation se poursuit de plus belle. On prévoit donc que la consommation de charbon augmentera de 1,5% par an d'ici à 201558. Au-delà de cette date, il est difficile de prolonger les tendances actuelles. Le rôle du charbon pourrait en effet s'accroître. Grâce à la réactivation de technologies anciennement connues, le charbon pourrait servir à la fabrication de carburants liquides pour les transports d'aujourd'hui, et, à plus long terme, à la production d'hydrogène pour les transports de demain. Loin de pâtir de la concurrence d'énergies plus récentes, comme le nucléaire, le gaz naturel ou les énergies renouvelables, le charbon affirme sa présence dans le paysage énergétique mondial et mérite toujours, selon certains auteurs, le titre de Roi charbon ou « King Coal »59. Un rôle planétaire irremplaçable En France, en Belgique et au Royaume Uni, la production charbonnière a connu, dans les dernières décennies, un déclin inexorable. Ce n'est pas le cas dans le monde. Le charbon joue en effet un rôle considérable dans le monde, avec 24% du total de la production d'énergie primaire mondiale. La part relative du charbon a légèrement décru entre 1973 et 2003. Sa production a toutefois été multipliée par 1,6 en trente ans60. La consommation mondiale de charbon représente l'équivalent de 2,8 milliards de tonnes de pétrole en 2004. Plus de deux cents ans de réserves aux niveaux de production actuels Les réserves mondiales prouvées de charbon s'élevaient fin 2004 à 909 milliards de tonnes, dont 53% d'anthracite et de houille, et 47% de lignite et de charbon sous-bitumineux. Les ressources probables de charbon représenteraient, selon certaines sources, environ 20% supplémentaires. Ces réserves prouvées correspondent à 164 années de production au niveau atteint par celle-ci en 2004. Au total, les réserves de charbon représentent environ 80% des réserves de combustibles fossiles. Leur répartition géographique est très différente de celles de pétrole et de gaz naturel. L'Europe et les pays de l'ex URSS détiennent en effet 32% des réserves mondiales de charbon, contre 12% de celles de pétrole, l'Asie Pacifique 33% des réserves de charbon contre 3% de celle de pétrole, et l'Amérique du nord 28% des réserves de charbon contre 5% de celles de pétrole. Le rôle important du charbon en Europe La France n'a plus de production charbonnière depuis 2004. Mais sa situation n'est en aucun cas représentative de la situation européenne. Après la production record de 59 millions de tonnes de 1959, le pacte charbonnier de 1994 a signé l'arrêt en 2005 de la production charbonnière en France. De fait, la fermeture du puits de la Houve en Lorraine, le 23 avril 2004, marque officiellement la fin de l'exploitation du charbon en France, en raison de coûts d'extraction trop élevés par rapport à ceux des pays neufs. De toute façon, les réserves hexagonales en charbon ne dépassent pas 15 millions de tonnes. Pour autant, les importations de charbon en France, en provenance d'Australie et d'Afrique du Sud, principalement, se sont élevées à 12 millions de tonnes équivalent pétrole en 2004. Le charbon continue en effet d'être utilisé principalement pour la production d'électricité thermique (5,5 millions tep) et dans la sidérurgie, soit directement soit indirectement pour la fabrication de coke61. Si elle a fortement décru depuis les années 1970, la production charbonnière du Royaume Uni atteint tout de même 15,3 millions tep en 2004, sur la base de réserves de 220 millions de tonnes. Au reste, la production électrique britannique repose encore à 36 % sur les centrales thermiques au charbon. L'Allemagne a tiré 54,7 millions tep de charbon de son sol en 2004. Après la fermeture de plusieurs mines des Länder de l'Est, le lignite est extrait principalement en Rhénanie et l'anthracite en Ruhr. Les réserves représentent 183 millions de tonnes d'anthracite et 6,6 milliards de tonnes de lignite. Fait marquant, 50,6% de la production d'électricité allemande sont assurés par des centrales thermiques à lignite et à anthracite62. Le charbon occupe toujours une place importante dans les nouveaux pays membres de l'Union européenne. Le premier pays charbonnier européen est ainsi la Pologne, avec 70 millions de tep de charbon produites en 2004 et des réserves de 14 milliards de tonnes. La République tchèque a extrait, la même année, 23,5 millions de tonnes, pour des réserves de 5,5 milliards de tonnes. Au total, le charbon représente 16% de la consommation d'énergie primaire de l'Union européenne à 25, qui ne possède que 3,7% des réserves mondiales de charbon. Le rôle majeur du charbon dans de nombreux autres pays industrialisés La Russie et différents pays de l'ex-URSS - Ukraine, Kazakhstan - assignent un rôle important au charbon, en raison de ses multiples utilisations - production électrique, industrie dont sidérurgie, chauffage urbain ou individuel -, et de leurs importantes ressources dans ce combustible fossile63. Mais l'utilisation massive du charbon ne se limite pas seulement à ces pays dits « en transition vers une économie de marché ». La production de charbon des États-Unis, avec 567 millions de tonnes équivalent pétrole en 2004, est la deuxième du monde. Il est vrai que la production électrique américaine repose à 50% sur les centrales thermiques au charbon. En aucun cas, il n'est possible de parler d'un déclin du charbon aux États-Unis64. La production électrique issue du charbon a en effet augmenté de 17% entre 1993 et 2004. Et si dans ce secteur, le gaz naturel fait une percée remarquée entre les mêmes dates avec une augmentation de 71%, la production des centrales au charbon reste en 2004 près de trois fois supérieure à celle des centrales à gaz et deux fois et demi supérieure à celle des 104 réacteurs nucléaires du pays65. Premier exportateur mondial de charbon, l'Australie assure 60% de sa production d'électricité à partir de ce combustible fossile66. Quant au Canada, pour compléter sa large production d'hydroélectricité, il recourt au charbon pour 21% de sa production électrique. Le charbon, clé de l'avenir énergétique des pays émergents La Chine est le premier producteur mondial de charbon avec 990 millions tep en 2004 et dispose de réserves considérables (114 milliards de tonnes). Le charbon y joue un rôle essentiel dans la consommation d'énergie primaire, avec 65% du total. En 2003, la production chinoise d'électricité reposait à 70% sur le charbon. Devant faire face à une croissance très forte de la demande d'électricité, la Chine ne peut que développer l'ensemble des filières - hydroélectrique, gaz naturel et nucléaire -. La part relative du charbon devrait donc décroître. Mais sa production devrait continuer à augmenter en valeur absolue, ne serait-ce qu'en raison du montant très élevé des réserves, soit 12,6% des réserves mondiales de charbon. La situation de l'Inde est comparable à celle de la Chine, à ceci près que le niveau de consommation d'énergie par habitant y est inférieur67. À cet égard, il faut rappeler que 20% de la population indienne n'a pas accès à l'électricité. Le charbon a, en 2003, fourni 52% de la consommation d'énergie primaire de l'Inde. L'Inde est déjà un grand producteur de charbon, avec 189 Mtep en 2004, sur la base de réserves de 92 milliards de tonnes soit 10,2% des réserves mondiales. La production électrique est assurée à plus de 80% par des centrales thermiques au charbon. Pas plus qu'en Chine, la diversification des sources d'énergie en Inde ne devrait signifier un recul de la production charbonnière en valeur absolue. Un marché international en croissance et des prix à la hausse Les importations de charbon ne représentent au plan mondial que 13% de la consommation mais elles augmentent de 1,5% par an. Cette croissance provient d'une demande accrue, d'abord, de charbon vapeur pour la production électrique, et, ensuite, de charbon à coke pour la sidérurgie. Le Japon est le premier importateur mondial de charbon avec 160 millions de tonnes, soit 25% du total mondial, suivi de la Corée du Sud. La Chine et l'Inde accroissent leurs importations qui demeurent toutefois encore relativement faibles. L'Europe devrait continuer d'augmenter ses importations de charbon dont le montant total n'est que de 30% supérieur à celui du Japon. L'Amérique du Nord et l'Amérique latine, elles-mêmes importants producteurs, n'importent que la moitié des importations japonaises. Compte tenu du coût du fret, le commerce de charbon est organisé par grandes zones géographiques. L'Australie, premier exportateur mondial, fournit l'Asie, de même que la Chine68 et l'Indonésie. L'Europe est approvisionnée d'abord par l'Afrique du Sud, puis par l'Australie, l'Amérique du Sud et les pays de l'ex-URSS. Le prix du charbon a connu ces dernières années une augmentation rapide. Entre décembre 2002 et décembre 2004, le prix de la tonne de charbon vapeur a été multiplié par 2,2 , passant de 36$ à 80$. La demande de la Chine dont la production d'électricité et d'acier a explosé, a fortement augmenté, de même que celle des pays européens touchés par la canicule et la sécheresse qui ont entraîné une baisse de la production hydroélectrique. En conséquence, les prix du fret se sont envolés, faute de capacités de transport maritime suffisantes. Ces phénomènes conjoncturels se sont atténués depuis lors. Fin 2005, le prix du charbon est en effet redescendu à 54$ la tonne. Il reste qu'en trois ans, l'augmentation du prix du charbon est malgré tout de 50%, suivant la tendance générale de la hausse des prix des énergies sur les marchés mondiaux. Les dangers de la production charbonnière et de son utilisation Survenue en 1906, la catastrophe minière de Courrières (Pas-de-Calais) fit 1099 victimes, suite à un coup de grisou. C'est la plus importante catastrophe minière jamais survenue, après celle de 1942, survenue en Chine, qui fit 1549 morts. En réalité, les accidents miniers furent légions en France, comme dans les autres pays. En 1985, un coup de grisou fit encore 22 morts au puits Simon en Lorraine. Maladie professionnelle à l'issue le plus souvent fatale, la silicose a fait aussi des milliers de victimes tout au long de l'histoire charbonnière. Au XXIème siècle, les dangers de l'extraction du charbon ne sont toujours pas conjurés. Premier producteur mondial de charbon, la Chine paie chaque année un très lourd tribut à l'extraction de ce combustible fossile qui lui est indispensable. Les mines artisanales exploitées par quelques travailleurs et même les plus grandes exploitations pourtant mieux encadrées enregistrent six mille morts en moyenne par an69. La mine tue dans tous les pays - industrialisés : un accident de janvier 2006 a fait douze morts dans la mine de Tallmansville en Virginie occidentale (États-Unis) - ou en transition vers l'économie de marché : on compte 125 morts dans les mines ukrainiennes de 1999 à 2002. À ces dangers de l'extraction du charbon, il faut ajouter ceux des pollutions que son utilisation entraîne. La filière charbon est, parmi les technologies de la production d'électricité, celle dont l'impact sanitaire et environnemental est le plus lourd. Les dommages créés par les différentes filières ont été comparés par l'étude ExternE réalisée par la Commission européenne en 1997, en termes de santé publique, de maladies professionnelles, de récoltes, de ressources minérales, de bruit. Les dommages causés par le fonctionnement d'une centrale au charbon à vapeur classique sont quatre fois plus importants que ceux d'une centrale à gaz et près de cent soixante dix fois supérieurs à ceux d'une centrale nucléaire70. Quant aux émissions de CO2 d'une centrale à charbon, elles sont deux fois plus élevées que celles d'une centrale à gaz et quarante fois plus fortes que celle de l'ensemble constitué par une centrale nucléaire et le cycle du combustible utilisé. Des technologies performantes ont certes été mises au point dans la dernière décennie pour réduire dans des proportions considérables les émissions de poussières, de SO2 et d'oxydes d'azote NOx des centrales thermiques au charbon. L'application de ces progrès est toutefois focalisée dans les pays industrialisés et reste à mettre en place dans les pays émergents. Au demeurant, les équipements de dépollution et le recours à des technologies de centrales à charbon propre de type vapeur ultra-supercritique ou gazéification intégrée IGCC augmentent le coût des investissements. [voir rubrique suivante centrales thermiques à charbon du futur] La diffusion de ces technologies en Chine et en Inde ne pourra se faire que dans le cadre de programmes de coopération technique et économique que le Protocole de Kyoto ou d'autres initiatives entendent favoriser.[voir rubrique Kyoto] Les centrales thermiques d'aujourd'hui et de demain Contrairement à ce qu'une vision hexagonale pourrait laisser penser, les technologies du charbon sont en plein développement, en particulier pour la production électrique. Des progrès importants ont d'ores et déjà été effectués pour améliorer les rendements énergétiques des centrales à charbon, diminuer leurs rejets et leur donner une flexibilité dans les combustibles utilisés. En tout état de cause, le rendement d'une centrale thermique à charbon, comme à gaz d'ailleurs, revêt une importance capitale. En effet, plus le rendement est élevé et plus la consommation d'énergie et les émissions de CO2 sont faibles pour une production donnée. Le remplacement d'une centrale thermique d'un rendement inférieur à 30% par une centrale de nouvelle génération d'un rendement supérieur à 40% permet de réduire de 25% les émissions de CO2, à production d'électricité constante. Au demeurant, l'objectif des prochaines années est de mettre au point la centrale thermique du futur, c'est-à-dire sans émission ni de polluants ni de dioxyde de carbone, ce qui exige inévitablement la séquestration du CO2 produit en même temps que l'électricité. En tout état de cause, les émissions de CO2 des centrales thermiques pourront être fortement diminuées, d'un facteur de 6 à 8, mais ne seront vraisemblablement pas réduites à zéro, en raison du coût énergétique des procédés et de leurs rendements décroissants71. Les technologies opérationnelles Assurant le socle de la production électrique des pays charbonniers, les centrales thermiques au charbon permettent aussi de diversifier un parc de production d'électricité, et de couvrir le besoin spécifique d'adaptation rapide de la production à la demande d'électricité72. Autre avantage, les centrales modernes sont le plus souvent flexibles quant au combustible qu'elles utilisent, ce qui permet de diversifier les approvisionnements73. Les centrales thermiques opérationnelles sont de trois types. Les centrales à vapeur classiques brûlent le charbon sur un lit fixe à la pression atmosphérique. Les centrales à lit fluidisé brûlent le charbon en suspension dans un flux d'air ascendant. Les centrales à vapeur supercritique se caractérisent par des températures et des pressions de fonctionnement plus élevées que les autres. Les centrales à vapeur classiques Alimentées par du charbon pulvérisé, les centrales à vapeur classiques produisent de la vapeur qui est ensuite surchauffée par la chaleur contenue dans les gaz de combustion74. La détente de la vapeur dans la turbine entraîne l'alternateur qui, lui-même, génère l'électricité. En aval de la combustion, les poussières sont retenues par des filtres électrostatiques, les oxydes d'azote éliminés par réduction sélective et le soufre absorbé par des dispositifs spécifiques. Les centrales à vapeur classiques présentent l'intérêt de pouvoir adapter rapidement leur production à la demande, leur rendement thermique de 38% étant peu affecté par leur niveau de production. Les dispositifs de traitement des fumées ont par ailleurs permis de réduire leurs émissions. Mais la prévention à la source de la formation de polluants a été améliorée significativement avec la technologie du lit fluidisé. Les centrales à lit fluidisé Un lit fluidisé est un ensemble de particules d'un matériau inerte en suspension dans un flux d'air ascendant. La technologie du lit fluidisé peut être utilisée dans différentes industries pour optimiser un processus de combustion. Dans le cas d'une centrale thermique à charbon, le charbon pulvérisé est injecté dans un lit fluidisé à pression atmosphérique ou sous pression75. Les centrales de ce type présentent le double avantage d'être performantes en termes de réduction des émissions de polluants, et flexibles en termes de combustibles utilisables. En même temps que le charbon, on peut en effet injecter dans le lit fluidisé un composé chimique comme le calcaire qui piège le dioxyde de soufre SO2. La formation d'oxyde d'azote est réduite en raison de la température de la combustion plus basse du lit fluidisé par rapport à celle du foyer d'une centrale classique. Les centrales à lit fluidisé sont par ailleurs, dans une certaine mesure, des centrales « mange-tout », acceptant tous types de charbon, y compris des charbons de faible qualité, mais aussi des résidus de l'extraction du charbon et de l'industrie pétrolière76. La technologie du lit fluidisé est largement diffusée, la France en particulier possédant les centrales à lit fluidisé atmosphérique circulant77 de Carling (125 MWe) et de Gardanne (250 MWe). La variante la plus avancée de cette technologie est la centrale à lit fluidisé sous pression. Les centrales à lit fluidisé sous pression actuellement en fonctionnement sont encore des installations d'une puissance limitée. Une centrale de ce type est plus compacte que son homologue atmosphérique et présente un rendement supérieur, grâce à l'adjonction d'une turbine à gaz à la turbine à vapeur, des rendements de 45% devant pouvoir être atteints. Ces deux progrès devraient induire une diminution des coûts d'investissement et d'exploitation. Les technologies en développement Pour encore augmenter encore le rendement, la flexibilité et réduire les émissions des centrales à charbon, deux voies techniques supplémentaires sont en cours de mise au point industrielle : les centrales à vapeur ultra-supercritique et les cycles combinés à gazéification du charbon. La vapeur supercritique Le rendement d'une centrale thermique augmente avec la pression et la température de la vapeur. Tant pour les centrales à vapeur que pour les centrales à lit fluidisé, on cherche donc à mettre en œuvre des températures et des pressions de vapeur de plus en plus élevées, ce qui exige des matériaux plus résistants pour la chaudière, le générateur de vapeur et les dispositifs de surchauffage. On parle alors de centrales supercritiques, supercritiques avancées ou ultra-supercritiques, les deux premières étant des techniques déjà maîtrisées et la troisième étant en cours de développement78. Selon les paramètres adoptés, des rendements de 45 à 49% ont déjà été atteints et des rendements supérieurs à 50% sont envisageables. L'un des avantages majeurs de ces centrales supercritiques ou ultra-supercritiques est leur flexibilité vis-à-vis du type de combustible utilisé. En réunissant les avantages du lit fluidisé circulant et de la vapeur supercritique, le Danemark79 a conçu une centrale pouvant brûler jusqu'à 60% de biomasse sous la forme de paille, de déchets de bois et de biofuels, et 40% de charbon. Différentes réalisations sont récentes en Allemagne, aux États-Unis et au Japon. Les centrales à gazéification intégrée et à cycle combiné (IGCC) À côté de la montée en température et en pression des centrales à vapeur classiques ou à lit fluidisé, la technologie IGCC (Integrated Gasification Gas Combined Cycle) suscite de grandes attentes. Dans cette technique, le charbon sert à produire du gaz de synthèse [voir rubrique Fischer-Tropsch et gaz de synthèse]. Le gaz de synthèse lui-même actionne une turbine à gaz. La chaleur des gaz de combustion est récupérée pour produire de la vapeur d'eau alimentant une turbine à vapeur. Il s'agit donc d'un cycle combiné80 actionné non pas par du gaz naturel mais par un gaz produit à partir de charbon ou de résidus carbonés. Dans la pratique, une centrale à gazéification intégrée du charbon et à cycle combiné se compose de plusieurs unités : unité de séparation ou de compression d'air, unité de gazéification, unité de purification du gaz et cycle combiné à gaz. Pour la gazéification, on utilise un lit fixe ou un lit mobile. Plutôt que le lit fluidisé, les centrales les plus avancées utilisent le lit entraîné où le charbon pulvérisé et l'oxygène sont introduits en même temps que la vapeur, à une température de 1400 à 1600°C et avec une cinétique de réaction très rapide. Toute la difficulté de cette technologie réside dans le processus de gazéification, qui doit, à la fois, ne pas consommer trop d'énergie et conduire à un gaz sans poussières ni impuretés corrosives. Les centrales de démonstration construites aux Pays-Bas, en Espagne ou aux États-Unis semblent toutefois avoir donné satisfaction, avec des rendements de 40 à 45% pour des puissances électriques de 253 à 315 MW81. Compte tenu de leur complexité et des délais de leur mise en route, les centrales IGCC sont utilisées préférentiellement pour la production en base. Les deux atouts des centrales IGCC sont d'une part des rejets dans l'environnement très réduits et d'autre part une grande flexibilité vis-à-vis du combustible, de nombreux produits à chaîne carbonée pouvant être gazéifiés comme le charbon. La diffusion de cette technologie en cours de mise au point exige une diminution de son coût. La séquestration du CO2 en aval de la centrale thermique du futur L'amélioration des rendements des centrales thermiques du futur peut certes diminuer les émissions de CO2 à production égale mais ne peut les supprimer. Le recours à la séquestration du CO2 en aval d'une centrale thermique s'impose en conséquence. Par la combinaison de différentes technologies - une chaudière à haut rendement, la combustion à l'oxygène pour concentrer le CO2 dans les fumées, la capture et le stockage géologique du CO2 -, il devrait être possible d'utiliser le charbon pour la production d'électricité sans émettre de dioxyde de carbone. Différents projets sont en cours de finalisation, en Europe du Nord et aux États-Unis, pour la conception et la démonstration de la centrale thermique à charbon du futur sans CO2. En Europe du Nord, Vattenfall, société d'origine suédoise mais présente également en Finlande, en Allemagne et en Pologne, et cinquième producteur d'électricité européen, mettra en service, en 2008-2009, à Schwarz Pump, près de Berlin, une centrale thermique au charbon avec capture et stockage du CO2. La chaudière pilote de 30 MWth fonctionnera au charbon et avec un mélange d'oxygène et de CO2 recyclé, selon le procédé d'oxycombustion qui permet d'augmenter fortement la concentration du CO2 dans les fumées [voir la rubrique Séquestration du CO2]. Transporté à près de 350 km de distance par gazoduc, le CO2 produit sera ensuite stocké dans un aquifère salin profond. Le budget de cette expérience pilote est de 57 millions €. Le programme américain de centrale électrique propre FutureGen est encore plus ambitieux. Il consiste à construire une installation industrielle qui produise, à partir de charbon, à la fois de l'électricité et de l'hydrogène. Le charbon servira à la production de gaz de synthèse puis à celle d'hydrogène [voir rubrique gaz de synthèse - Fischer Tropsch - conversion eau-gaz]. L'hydrogène sera alors soit utilisé sur place pour la production d'électricité grâce à un cycle combiné à hydrogène ou à des piles à combustibles de puissance, soit acheminé par gazoduc pour d'autres utilisations. Or la production du gaz de synthèse consomme de l'énergie fossile et s'accompagne donc d'émissions de CO2. Par ailleurs, la réaction de conversion eau-gaz mise en œuvre pour la production d'hydrogène produit également du CO2. La capture du dioxyde de carbone et son stockage géologique font donc partie intégrante du projet. En pratique, la centrale thermique au charbon FutureGen devrait avoir une puissance de 275 MW. 90% du CO2 émis devront être capturés et stockés, soit 1 million de tonnes de CO2 par an. L'objectif est que les nombreuses technologies nécessaires à la réalisation du projet soient commercialisables en 2020. L'investissement dans le projet FutureGen s'élève à 950 millions de dollars. Parmi les nombreux défis technologiques à relever, figurent l'amélioration des rendements d'une part de la gazéification du charbon, c'est-à-dire sa transformation en gaz de synthèse, et, d'autre part, la mise au point de turbines à hydrogène efficientes ou la séparation membranaire de l'hydrogène et du dioxyde de carbone après la réaction de conversion eau-gaz. Les carburants « Coal-to-Liquids » (CTL) et la production d'hydrogène à partir de charbon Le charbon peut aussi servir de matière première de base pour produire des carburants liquides, via la liquéfaction directe du charbon ou via la production de gaz de synthèse et le procédé Fisher-Tropsch [voir rubrique Gaz de synthèse : pivot des carburants du futur ?]. Ces technologies mises au point en Allemagne et exploitées pendant la deuxième guerre mondiale ont ensuite été perfectionnées aux États-Unis, sans application d'envergure, mais utilisée ensuite à grande échelle en Afrique du Sud. C'est dans les années 1910-1925 que Friedrich Bergius a inventé un procédé d'hydrogénation ou de liquéfaction directe du charbon. Franz Fischer et Hans Tropsch ont mis au point en 1923 un second procédé de synthèse de carburants liquides à partir du charbon, souvent désigné par le terme de gazéification ou liquéfaction indirecte du charbon. Grâce à ces technologies, la production de carburants synthétiques constitua un domaine prioritaire de l'effort de guerre de l'Allemagne nazie. Au maximum de sa capacité de production, au début 1944, l'Allemagne produisait 124 000 barils par jour de carburants synthétiques à partir du charbon, dans 25 usines, basées à parité sur les deux procédés Bergius ou Fischer-Tropsch. Le procédé Bergius d'hydrogénation fournissait de l'essence de haute qualité pour les moteurs d'avions. La synthèse Fischer-Tropsch fournissait du gazole de haute qualité, des lubrifiants, et de l'essence de moindre qualité. Anticipant un boycott économique sur le pétrole, l'Afrique du Sud reprit ces technologies sur la base de ses énormes ressources en charbon82. Malgré la levée en 1991 des sanctions économiques de l'ONU suite à l'abolition de l'apartheid, l'Afrique du Sud continue d'exploiter ses installations. Une fois amorties, elles délivrent en effet des produits compétitifs avec les carburants pétroliers. La liquéfaction directe du charbon Les procédés modernes de liquéfaction directe du charbon sont issus du procédé de Bergius. La liquéfaction directe du charbon consiste à broyer finement le charbon et à le mélanger à hauteur de 30 à 50% avec un solvant issu de résidus charbonniers. Ce mélange hétérogène est ensuite chauffé à 350-450°C dans une atmosphère d'hydrogène à basse pression, en présence de catalyseurs83. Des réactions additionnelles sont nécessaires pour obtenir de l'essence ou du gazole. Le rendement de ce procédé est de 50%, une tonne de charbon conduisant à une demi-tonne de carburants automobiles. On estime que, par ce procédé, l'Allemagne nazie produisait environ 3 millions de tonnes de carburants, soit 90% des carburants utilisés par la Luftwaffe. Dans sa recherche de carburants alternatifs aux carburants pétroliers, la Chine a lancé la construction, en Mongolie intérieure, d'une unité de liquéfaction directe du charbon qui devrait entrer en service en 2007, avec une capacité d'un million de tonnes par an. La liquéfaction indirecte ou gazéification du charbon La liquéfaction indirecte du charbon passe par la production de gaz de synthèse CO+H2. Le gaz de synthèse est très anciennement connu et utilisé, puisque, sous le nom de gaz de ville, il a servi à l'éclairage dans de nombreuses cités européennes ou américaines, avant d'être remplacé par le gaz naturel, dont le contenu énergétique et la pureté sont plus élevés. En Afrique du Sud, la production de gaz de synthèse a reposé sur la technologie moderne du lit fluidisé circulant84. Sur la base de la réaction de Fischer-Tropsch, les carburants sont synthétisés selon une méthode mise au point par la société sud-africaine Sasol leader mondial de cette technologie CTL « Coal-to-Liquids ». Les réacteurs SAS (Sasol Advanced Synfuel Reactors), ont une capacité de plus de 200 000 barils par jour, ce qui représente près de 40% de la consommation nationale.85. Avec la hausse durable du prix du pétrole et la montée des besoins en carburants automobiles, la technologie CTL va diffuser à travers le monde. Confiante dans la compétitivité de ses carburants synthétiques, à la suite de la hausse des prix du pétrole intervenue depuis 2004, le leader mondial Sasol projette la construction aux États-Unis, au Montana ou au Wyoming, d'une usine de carburants synthétiques à partir du charbon. Après le test de la liquéfaction directe du charbon, la Chine prévoit de recourir à la gazéification du charbon et à la réaction de Fischer-Tropsch pour compléter sa production de carburants alternatifs aux carburants pétroliers. La gazéification souterraine du charbon La production souterraine de gaz de synthèse86 est possible par injection sous pression d'air ou d'un mélange d'oxygène et de vapeur dans un gisement de charbon abandonné ou exploitable. Son intérêt est que l'on récupère le gaz de synthèse en surface, les résidus solides de la réaction restant dans le sous-sol. La gazéification souterraine du charbon présente toutefois de nombreuses difficultés. Les forages d'injection d'air ou de vapeur dans les veines de charbon et les forages de récupération du gaz de synthèse sont coûteux et ne doivent être ni séparés par des barrières de pression trop élevées ni en communication avec le milieu environnant, sous peine de pollutions souterraines graves. Utilisé en Union Soviétique pendant plusieurs décennies, ce procédé n'a pas essaimé dans d'autres pays. Mais la gazéification souterraine du charbon est remise à l'ordre du jour en Australie. La production d'hydrogène à partir du charbon Le charbon pourra également s'insérer, le moment venu, dans l'économie de l'hydrogène. Il est en effet possible de produire de l'hydrogène à partir de charbon. On commence par produire du gaz de synthèse (CO+ H2), dont on peut récupérer l'hydrogène. La réaction de conversion eau-gaz permet ensuite d'utiliser le monoxyde de carbone pour convertir de l'eau en hydrogène additionnel [voir rubrique Gaz de synthèse : pivot des carburants du futur ?]. Ce procédé est déjà utilisé pour la synthèse d'ammoniac et la fabrication d'engrais azotés. Il pourrait également l'être pour la production d'hydrogène utilisé dans des piles à combustible, dès lors qu'elles seront opérationnelles. L'avenir prometteur mais ambivalent du charbon 164 années de production : tel est le potentiel des réserves mondiales de charbon au niveau de production actuel87. Il s'agit là de réserves prouvées, bien réparties géographiquement, présentes dans des pays dont les besoins en énergie sont massifs, comme les États-Unis, la Chine ou l'Inde. La probabilité d'un déclin du charbon est donc très faible88. Prometteur, l'avenir du charbon est aussi porteur de menaces pour l'environnement, compte tenu de l'émission de CO2 pour chacune de ses utilisations. Dès lors, le développement de technologies du charbon propre et leur diffusion maximale sur la planète s'imposent dans le cadre de la lutte contre l'effet de serre. Bien qu'ils refusent l'adhésion au Protocole de Kyoto, les États-Unis sont toutefois très actifs dans la recherche sur le charbon. Entamé dès 1985 avec le programme sur les technologies du charbon propre qui s'est déroulé jusqu'en 1993, repris en 2001 avec l'initiative sur la modernisation des centrales thermiques à charbon, l'effort des États-Unis dans le domaine charbonnier a reçu une nouvelle impulsion avec l'initiative présidentielle sur l'énergie du charbon propre « Clean Coal Power Initiative » d'une portée de 10 ans. Ce programme à coûts partagés dispose de 2 milliards de dollars de subventions du DOE (Department of Energy) pour abonder les initiatives prises par le secteur privé pour construire des démonstrateurs à échelle 1 des différents procédés. Le total des investissements réalisés devrait avoisiner une dizaine de milliards de dollars. Il s'agit de mettre au point non seulement des dispositifs de modernisation des centrales existantes (accroissement des rendements, réduction des émissions de polluants) mais aussi de perfectionner les technologies innovantes de centrales ultra-supercritiques, de centrales à gazéification intégrée etc. D'autres pays, notamment européens, sont actifs dans les technologies du charbon propre, le Danemark, l'Allemagne, mais aussi le Japon. On peut souhaiter que la France, leader mondial un temps de la technologie du lit fluidisé avec la centrale de 250 MWe de Gardanne, réinvestisse avec vigueur ce domaine porteur de la recherche industrielle. CO2 DIOXYDE DE CARBONE La lutte contre le changement climatique impose la réduction des émissions de gaz à effet de serre. La lutte contre les émissions de dioxyde de carbone est prioritaire mais elle ne saurait occulter la nécessité de réduire les rejets des autres gaz à effet de serre, dont les volumes sont plus réduits mais dont le pouvoir de réchauffement global est plus important que celui du CO2. En tout état de cause, l'efficacité de la lutte contre les émissions de CO2 impose d'en connaître, avec précision, les quantités, les pays émetteurs et les secteurs d'activité. Pour progresser dans la voie de la limitation des rejets, plusieurs options sont possibles, qui sont en tout état de cause complémentaires, aucune ne pouvant être privilégiée au détriment des autres. Une palette de gaz à effet de serre dont le plus important est le CO2 Comme l'ont compris depuis longtemps les scientifiques [voir la rubrique Changement climatique - Réchauffement global], le gaz carbonique est un gaz à effet de serre majeur mais il n'est pas le seul. D'autres gaz émis par les activités industrielles ou agricoles ont également un pouvoir de réchauffement global important, souvent d'ailleurs très supérieur à celui du CO2. Le CO2, principal gaz à effet de serre Le premier des gaz à effet de serre par le volume de ses émissions est le dioxyde de carbone CO2. Il provient essentiellement de la combustion des énergies fossiles - charbon, pétrole, gaz naturel - dans les secteurs des transports, du résidentiel-tertiaire (bâtiments) et de l'industrie. Dans un pays comme la France, la contribution du CO2 à l'effet de serre additionnel est de l'ordre de 73% du total89. Les statistiques d'émissions les plus complètes sont relatives aux émissions de CO2 liées à l'énergie - c'est-à-dire à l'utilisation de combustibles fossiles -90. Au plan mondial, les émissions de CO2 dues à l'énergie ont représenté 24,1 milliards de tonnes de CO2 en 2002, soit, dans un autre système d'unités, 6,5 milliards de tonnes de carbone91. Les émissions françaises se sont élevées en 2002 à 390 millions de tonnes de CO2, soit 106 millions de tonnes de carbone92, et, en 2003 à 408 millions de tonnes de CO2. Le méthane, un gaz à effet de serre à ne pas sous-estimer Le méthane CH4 est le second gaz à effet de serre du fait de son impact sur le réchauffement global, qui est supérieur d'un facteur 21 à celui du CO293 et par les volumes qui en sont émis dans l'atmosphère du fait des activités humaines. Les émissions de méthane CH4 proviennent de plusieurs types de sources, principalement agricoles mais aussi industrielles. Ce sont les activités agricoles, l'élevage - en particulier celui des ruminants -, les cultures - en tout premier lieu celle du riz - qui entraînent les rejets de méthane les plus importants dans l'atmosphère. Les décharges d'ordures ménagères ou de déchets industriels sont également une source notable de méthane, en raison de la libération de ce gaz par la putréfaction de matières animales ou végétales. La consommation d'énergie et l'industrie sont également des sources d'émissions directes de méthane dans l'atmosphère : rejets directs d'installations d'extraction ou de traitement d'hydrocarbures, rejets d'usines chimiques, fuites des gazoducs, etc. En France, en 2003, les émissions de méthane se sont élevées à 2,8 millions de tonnes, volume important certes mais très inférieur à celui du CO2 (408 millions de tonnes de CO2). Mais compte tenu de son pouvoir radiatif supérieur dans un rapport de 21 à 1 à celui du CO2, l'impact des 2,8 millions de tonnes de CH4 équivaut à celui de 60 millions de tonnes de CO2. Au total, les émissions de méthane sont, en France, responsables de 11% de l'effet de serre additionnel dû aux émissions nationales de gaz à effet de serre. Au plan mondial, on voit donc combien sont importantes des opérations comme la récupération des gaz de décharge, la méthanisation confinée du lisier, le « torchage » du méthane sur les plateformes pétrolières ou la réduction des fuites des gazoducs. L'oxyde nitreux N2O, autre gaz à effet de serre particulièrement nocif L'importance de l'impact de l'oxyde nitreux ou protoxyde d'azote N2O94 sur le réchauffement global résulte du même phénomène que pour le méthane : la nocivité des émissions, même faible est fortement amplifiée par son effet radiatif supérieur d'un facteur 310 à celui du dioxyde de carbone. Les émissions de protoxyde d'azote proviennent essentiellement de l'utilisation d'engrais azotés dans l'agriculture, de la consommation d'énergie dans les transports95 et de certains procédés industriels, notamment chimiques. Elles sont loin d'être négligeables, en volume et en impact sur le climat. Les émissions françaises de N2O se sont élevées à 241 000 tonnes en 2003, et représentent l'équivalent de 75 millions de tonnes de CO2. Le violent pouvoir de réchauffement global des composés fluorés Les émissions de composés fluorés sont limitées en volume mais leur impact est maximal. Utilisés comme fluides frigorigènes pour le froid commercial et la climatisation automobile, ainsi que dans les aérosols en remplacement des CFC interdits par le protocole de Montréal parce qu'impliqués dans l'altération de la couche d'ozone, les hydrofluorocarbones HFC96 sont des gaz à effet de serre dont le pouvoir de réchauffement global est très élevé puisqu'il varie de 140 (HFC-152a) à 11700 (HFC-23). Le plus utilisé d'entre eux, le HFC-134a, a un coefficient de 1300 en équivalent CO2 et compte pour 63% du total. En France, les quantités totales émises ont été de 6500 tonnes en 2003, qui représentent l'équivalent de 12 millions de tonnes de CO2. Les perfluorocarbones sont, pour leur part, émis lors de la production d'aluminium par électrolyse et à partir de processus de fabrication de l'industrie électronique. Encore plus élevés que ceux des hydrofluorocarbones, leurs pouvoirs de réchauffement global sont, selon les molécules, de 6500 à 9200 fois supérieurs à ceux du dioxyde de carbone. Émis en faibles quantités (183 tonnes en 2003 en France), leur équivalent CO2 est toutefois d'un million de tonnes. Enfin, l'hexafluorure de soufre SF6, utilisé dans l'industrie du magnésium, dans la fabrication de certaines chaussures de sport et de différents équipements électriques, n'est émis qu'à hauteur de faibles tonnages (66 tonnes en France en 2003). Mais compte tenu de son pouvoir de réchauffement global de 23900, son équivalent en CO2 est important (1,6 million de tonnes en France en 2003). Les gaz à effet de serre indirect D'autres polluants primaires jouent un rôle dans l'effet de serre, en intervenant dans la formation de polluants secondaires comme l'ozone ou les aérosols. Ces polluants primaires sont essentiellement liés à la consommation d'énergie, et dans une moindre mesure aux procédés industriels. Les principaux gaz à effet de serre indirect sont le dioxyde de soufre SO2, issu de la combustion des produits fossiles, en particulier les produits pétroliers, les oxydes d'azote NOx rejetés principalement par les véhicules automobiles, le monoxyde de carbone CO rejeté par l'automobile et l'industrie sidérurgique et enfin, les COVNM (composés organiques volatils non méthaniques) rejetés par les moteurs à combustion interne et issus de l'utilisation de solvants. Le total de leurs émissions atteint des montants importants (9 millions de tonnes en 2003 en France). * Dans un pays comme la France, la consommation d'énergie est, de très loin, la première source d'émission de CO2. Bon an mal an, 95% des émissions de CO2 ont cette origine. Deux remarques doivent être faites à cet égard. En premier lieu, la consommation d'énergie est, bien entendu, source d'autres gaz à effet de serre que le CO2 : méthane CH4, dioxyde de soufre SO2, protoxyde d'azote N2O, oxydes d'azote NOx, monoxyde de carbone CO et composés organiques volatils non méthaniques COVNM. Mais la part du CO2 représente l'essentiel, avec 95% du total. En second lieu, la contribution des gaz autres que le CO2 émis par des usages non liés à l'énergie est loin d'être négligeable. En effet, les émissions de CO2 ne comptent que pour 73% du pouvoir de réchauffement global des émissions françaises de gaz à effet de serre. Cette situation est évidemment liée au niveau élevé de développement économique de l'économie française qui conduit à l'utilisation de nombreux gaz industriels, mais se retrouve dans d'autres pays. Les émissions de CO2 : quels volumes, quels pays, quels secteurs ? Si l'on ne peut négliger les effets du méthane et des autres polluants liés aux usages de l'énergie, le dioxyde de carbone CO2 est de très loin le principal gaz à effet de serre généré par la combustion de combustibles fossiles97. Les statistiques mondiales se focalisent donc sur celui-ci 98. Les émissions mondiales de CO2 en 2003 se sont élevées à 25 milliards de tonnes de CO2 [tCO2]99. Comme on peut s'y attendre, en raison des écarts de niveau de vie entre les continents, trois grandes zones jouent un rôle déterminant dans les émissions de CO2 liées à l'énergie. En 2003, l'Amérique du Nord100 a émis 27% du total mondial, le continent européen101 27 % également, et, l'Extrême Orient 31%. Les États-Unis sont, de très loin, en 2003, le premier émetteur mondial de CO2 (5,7 milliards de tonnes de CO2 [tCO2]). On trouve ensuite la Chine (3,8 Md t CO2 [t CO2]), la Russie (1,5 Md t CO2 [t CO2]), le Japon (1,2 Md tCO2 [tCO2]), l'Inde (1,0 Md tCO2 [tCO2]), l'Allemagne (0,85 Md tCO2 [tCO2]), le Canada (0,55 Md tCO2 [tCO2]), le Royaume Uni (0,54 Md tCO2 [tCO2]). L'Union européenne à 25 est responsable, pour sa part, de l'émission de 3,9 milliards de tonnes de CO2 [tCO2] en 2003. La France a pour sa part émis 389 Millions tCO2 [tCO2] en 2003, selon la même source, soit 106 Millions tCO2 [tC]102. Entre 1990 et 2003, les émissions mondiales ont progressé de 20,5%. Les émissions de l'Amérique du Nord ont progressé à peu près au même rythme que les émissions mondiales (19,6%). Celles du continent européen ont diminué (-13%), principalement en raison de l'effondrement de la croissance économique en Russie et en raison de la fermeture de nombreux sites industriels obsolètes des Länder de l'Est de l'Allemagne. En revanche, l'Extrême Orient enregistre une croissance très rapide de ses émissions de CO2. De 1990 à 2003, la Chine a augmenté ses émissions de 64% et l'Inde de 75%. Les émissions du Japon ont, pour leur part, cru au même rythme (19%) que les émissions mondiales. Les émissions de CO2 par unité de PIB ou par habitant La comparaison des intensités d'émission de CO2 par rapport au PIB est un indicateur classique, que l'on calcule en rapportant les émissions nationales de CO2 au PIB. L'efficacité énergétique et la part des combustibles fossiles dans l'approvisionnement énergétique du pays considéré déterminent la hiérarchie des performances nationales103. La Russie est le pays qui émet le plus de CO2 par unité de PIB, suivi de la Pologne, ce qui s'explique par une efficacité énergétique faible et la prédominance des combustibles fossiles dans leur approvisionnement en énergie. Le deuxième groupe de pays, qui ont sensiblement les mêmes performances, comprend l'Australie, la Chine et le Canada. Les États-Unis et la Corée du Sud viennent ensuite. La France, pour sa part, grâce à son parc électronucléaire, émet, par unité de PIB, deux fois moins de CO2 que les États-Unis et 1,7 fois moins que l'Allemagne104. L'autre indicateur classiquement utilisé est la quantité de CO2 par rapport à la population. Les émissions de CO2 sont cette fois rapportée au nombre d'habitants. Le niveau de vie, d'abord, et, la part des énergies fossiles dans la consommation nationale d'énergie, ensuite, et l'efficacité énergétique du pays, enfin, déterminent une hiérarchie où la France, comme les pays développés disposant d'une hydroélectricité abondante et d'un parc électronucléaire important, témoigne d'excellentes performances105. En 2003, les États-Unis ont émis 5,37 tonnes de CO2 par habitant [tC] suivis du Canada (4,77) et de l'Australie (4,73). Par comparaison, le niveau de l'Union européenne à 25 est de 2,32, c'est-à-dire presque deux fois moindre. Au sein même de l'Union, les disparités sont fortes. La Suisse et la Suède présentent les meilleures performances, avec environ 1,6 tonne, suivies de la France (1,73 tonne). L'Allemagne au contraire, en raison de sa production électrique assurée à 50% par le charbon, émet 2,82 tonnes par habitant. Le Royaume Uni se caractérise par un niveau de 2,5 tonnes par habitant, en raison du rôle majeur du charbon et du gaz naturel dans sa production électrique. La croissance des émissions par habitant en Chine et en Inde est un autre fait marquant. En 2003, la Chine a émis 0,79 tonne de CO2 par habitant, soit une augmentation de 44% par rapport à 1990. L'Inde enregistre une augmentation de 42% entre les mêmes dates, le niveau de 0,27 tonne atteint en 2003 étant toutefois trois plus faible qu'en Chine. L'importance critique de la production électrique et des transports Pour analyser l'origine des émissions de CO2, on distingue classiquement les secteurs suivants : production d'électricité et de chaleur106, transports, résidentiel, tertiaire, industrie et autres. Au plan mondial, selon les estimations partielles de l'AIE-OCDE107, la production d'électricité et de chaleur a, en 2002, été le premier secteur émetteur de CO2 avec 35% du total mondial. Selon d'autres sources, comme le Département de l'énergie des États-Unis, la contribution de la production d'électricité et de chaleur serait proche de 40% du total. La croissance des émissions de CO2 liées à la production d'électricité et de chaleur est très rapide : +33% entre 1990 et 2002. Cette évolution s'explique essentiellement par la prédominance pérenne des combustibles fossiles dans la production d'électricité et de chaleur. Selon l'AIE-OCDE, le deuxième secteur émetteur de CO2 au plan mondial est celui des transports, dont les émissions ont représenté 24% du total en 2002. La croissance des besoins de mobilité, dans tous les pays du monde - développés ou en développement - est forte. Comme elle est assumée principalement par l'automobile, les émissions de CO2 dues aux transports connaissent une croissance très forte (+28% depuis 1990), qui devrait continuer dans les prochaines années108. Les responsabilités respectives des différents secteurs dans les émissions de CO2 dans l'Union européenne à 25 sont voisines, selon la Commission européenne109. En 2000, la production d'électricité et de chaleur comptait pour 34,1% des émissions européennes totales de CO2, les transports pour 26,4%, l'industrie pour 15%, le résidentiel pour 12,6%, le tertiaire pour 6,5% et les autres secteurs pour 5,4%. Le cas vertueux de la France La France dispose d'un parc de production électrique particulièrement économe en émissions de CO2. Le parc électronucléaire de la France a en effet assuré, en 2004, 78,3% de la production électrique française, l'hydroélectricité contribuant pour 11,5%110. Certes, les énergies renouvelables électriques ne jouent encore qu'un rôle mineur dans l'approvisionnement national en électricité. Mais les centrales thermiques classiques dites « centrales thermiques à flamme » fonctionnant au fioul ou au charbon, qui assurent la production de pointe, n'ont assuré que 10,1% du total. Il n'est donc pas étonnant, dans ces conditions, que la production d'électricité n'ait été à l'origine, en 2004, que de 9,1 millions de tonnes de CO2 [tC]111, soit 8,6% des émissions totales. En revanche, les transports, avec 41 millions de tonnes de CO2 [tC] en 2004, sont de loin le premier émetteur de CO2 de France et connaissent une croissance rapide de leurs émissions : +19,7% de 1990 à 2003 et encore +0,7% de 2003 à 2004. Le résidentiel-tertiaire est le deuxième émetteur, avec 28 millions de tonnes de CO2 [tC] en 2004, avec une croissance de +6,8% entre 1990 et 2003, mais une diminution de 0,4% de 2003 à 2004. Le troisième secteur est l'ensemble industrie-agriculture, avec 21,9 millions de tonnes de CO2 [tC] en 2004, qui a diminué ses émissions de 14,8% entre 1990 et 2003, mais a été orienté à la hausse de 2003 à 2004 (+0,5%). Signalons enfin que la branche énergie, c'est-à-dire principalement le chauffage urbain et le raffinage, compte pour 5,2% du total des émissions en 2004, avec 5,5 millions de tonnes de CO2 [tC], en diminution de 6,8% de 1990 à 2003. La réduction des émissions de CO2 : les possibilités techniques Pour réduire les émissions de CO2, de nombreuses pistes peuvent être envisagées. Des progrès en termes d'efficacité d'énergie sont probablement le moyen le plus sûr et le plus efficace. Un moyen naturel consiste à renforcer ou conforter les puits de carbone. Le remplacement de filières émettrices de CO2 par des technologies propres offre d'autres possibilités. Une autre option est celle, à l'étude, de la capture et du stockage de CO2 dont les émissions ne pourraient pas être évitées. La maîtrise des consommations d'énergie Selon une étude réalisée par l'AIE-OCDE112, c'est, à l'évidence, l'accroissement de l'efficacité énergétique qui permettra une diminution des émissions de CO2. La contribution de la maîtrise de l'énergie pourrait atteindre les deux tiers du total dans les pays émergents ou en développement ainsi que dans les pays dits en transition (Europe orientale et pays de l'ex-URSS). Même dans l'OCDE, sa contribution serait de l'ordre de la moitié des réductions envisageables. L'extension ou l'exploitation des forêts ainsi que les changements apportés aux cultures peuvent aussi avoir un impact important sur les émissions de gaz à effet de serre d'un pays. Si la déforestation se traduit par une diminution des quantités de CO2 fixées par photosynthèse, la plantation de forêts devrait constituer de véritables puits de carbone, permettant de fixer des quantités accrues de carbone. La protection et le renforcement des puits et des réservoirs de gaz à effet de serre figure parmi les méthodes recensées par le Protocole de Kyoto pour lutter contre les émissions de gaz à effet de serre, ainsi que la promotion des méthodes durables de gestion forestière, de boisement et de reboisement. Afin de mieux cerner la capacité réelle de stockage d'une plantation, une expérience portant sur 2000 hectares est en cours en Amazonie pour mesurer les échanges gazeux entre les arbres et l'atmosphère, qui comprennent la fixation de CO2 lors de la croissance de l'arbre mais également sa libération partielle du fait de la respiration végétale, de la décomposition des feuilles et du bois mort, ou en cas d'incendie. L'expérience devrait également permettre de collecter des données sur le dégagement ou la fixation de méthane par les végétaux, mis en lumière récemment par une équipe de recherche. À cet égard, la modification des cultures peut également avoir pour conséquence, par exemple, de modifier la composition de sols en réduisant les dégagements de méthane, d'accélérer les cycles végétaux et donc la fixation de CO2, de diminuer les quantités d'engrais utilisées et donc les dégagements de protoxyde d'azote. Regroupés sous la dénomination LULUCF (Land Use and Land Use Change and Forestry) par la Convention des Nations Unies sur le Changement climatique, ces processus désignent la forestation/déforestation et les modifications diverses des sols. Ces mécanismes ont ainsi permis, en France, en 2003, une diminution des émissions nationales de l'ensemble des gaz à effet de serre de 52,6 millions de tonnes de CO2 [tCO2]. Les puits de carbone ont entraîné une diminution de 157 millions de tonnes équivalent CO2 [tCO2], les émissions dues aux changements de culture comptant au contraire pour un surcroît d'émissions de 107,5 millions de tonnes équivalent CO2 [tCO2]. La substitution de technologies Des gains en termes de réduction des émissions de CO2 peuvent être obtenus grâce au changement de technologies. En remplaçant de vieilles centrales thermiques au charbon d'un rendement inférieur à 30%, par des centrales à vapeur supercritique d'un rendement supérieur à 40%, les émissions de CO2 sont réduites d'un quart. La construction de cycles combinés à gaz en remplacement de centrales thermiques au charbon entraîne aussi des réductions substantielles d'émissions, et, mieux encore, la construction d'installations n'émettant pas de gaz à effet de serre, comme des centrales nucléaires pour la production de masse, d'éoliennes ou de centrales solaires pour la production décentralisée, en remplacement de centrales brûlant des combustibles fossiles. Le remplacement du charbon par le gaz naturel dans la production électrique permet de réduire de près de la moitié des émissions de CO2 par MWh produit. Selon l'AIE-OCDE, l'impact de ce type de substitution serait toutefois marginal dans les pays en développement, avec une contribution faible à la diminution de leurs émissions, en raison de la croissance de la demande d'électricité qui pousse à maintenir en fonctionnement les anciennes centrales malgré la mise en service de nouvelles unités de production113. Le développement des énergies renouvelables dans la production de chaleur et d'électricité pourrait, selon l'AIE-OCDE, contribuer à hauteur de 20% du total à la réduction des émissions de CO2. Le développement du nucléaire en se substituant aux filières fossiles apporterait lui aussi une contribution importante. Un autre domaine où la substitution de technologies peut contribuer à la réduction des émissions, est celui de la consommation finale d'énergie. Il s'agit là de remplacer le fioul par le gaz naturel dans le chauffage domestique, de passer de l'essence au gazole ou aux biocarburants pour les véhicules automobiles, de réduire la consommation électrique grâce à l'utilisation du solaire thermique pour l'eau chaude sanitaire, etc. La séquestration du dioxyde de carbone : capture et stockage Les sources d'émissions de CO2 dans l'atmosphère sont innombrables : véhicules de transports, habitations individuelles ou collectives, installations agricoles et industrielles. Selon la catégorie de sources considérée, le volume et la concentration des émissions diffèrent fortement d'une source à l'autre. Les sources les plus nombreuses émettent chacune des quantités réduites de CO2, comme les véhicules automobiles ou les habitations. Dans l'état actuel des connaissances, il n'existe pas, dans ce cas, de moyen technique pour capter et stocker les émissions. D'où l'importance particulière de la maîtrise ou de la réduction des consommations. À l'inverse, pour les sources d'émission centralisées, si la source présente la double caractéristique de produire des émissions concentrées et massives, alors on peut envisager la capture du CO2 en amont du processus de combustion ou en aval de celle-ci dans les fumées. Moyennant un éventuel transport du CO2 ainsi capturé, on peut ensuite envisager son stockage dans le sous-sol selon différentes techniques, les unes totalement dédiées à cette fin, les autres s'inscrivant dans une activité d'extraction, comme celle du pétrole ou du gaz naturel. [voir rubrique : Séquestration du CO2] ÉCONOMIES D'ÉNERGIE, EFFICACITÉ ET INTENSITÉ ÉNERGÉTIQUES Creusant la facture énergétique des pays dépendants de l'extérieur pour leur approvisionnement en énergie, l'inefficacité énergétique devient aussi une charge insupportable même aux pays les mieux dotés en ressources naturelles. Les États-Unis consacreront ainsi en 2006 plus du tiers de leur budget de recherche sur l'énergie aux techniques d'économies d'énergie114. Dans l'Union européenne à 25, qui souffre d'une grave dépendance énergétique extérieure, le Livre vert de la Commission européenne, intitulé « Comment consommer moins en consommant mieux » propose une réduction de 20% de la consommation d'énergie de l'Union, d'ici à 2020115. En France, la loi de programme du 13 juillet fixant les objectifs de la politique énergétique a fixé au premier rang de ses priorités la maîtrise de la consommation d'énergie, avec l'objectif d'une réduction de 2% par an de l'intensité énergétique116. Économies d'énergie, efficacité et intensité énergétiques : des concepts complémentaires Réduire la dépense et la dépendance énergétiques ainsi que les émissions de gaz à effet de serre : un tel programme souhaitable en théorie doit se faire à services rendus constants voire croissants pour emporter l'adhésion. Trois types de démarches peuvent y concourir. Les économies d'énergie, dans le sens commun, correspondent à une diminution de la consommation d'énergie, quelles qu'en soient les conséquences en terme de niveau de production ou de satisfaction de l'usager. En raison de leur connotation malthusienne ou régressive, on leur préfère souvent la notion d'efficacité énergétique. L'efficacité énergétique consiste à optimiser le service rendu par la consommation d'une même quantité d'énergie. L'isolation thermique d'un logement permet d'atteindre une température plus élevée pour une dépense énergétique identique. En récupérant les gaz chauds d'une turbine à gaz pour produire de la vapeur d'eau actionnant à son tour une deuxième turbine, on augmente l'efficacité énergétique de la production électrique à partir du gaz naturel. Cette notion ne véhicule pas d'appréciation implicite sur le niveau souhaitable de consommation. Rapport entre la consommation d'énergie et le PIB (Produit intérieur brut), en volume, l'intensité énergétique permet de comparer dans le temps et l'espace, le rôle de l'énergie dans l'activité économique et dans les modes de vie des consommateurs. L'intensité énergétique recouvre en réalité l'efficacité énergétique et l'importance de l'énergie dans les modes de consommation. Les intensités énergétiques des différents pays européens sont relativement proches, dénotant ainsi des efficacités énergétiques et des modes de vie proches. En revanche, l'intensité énergétique des États-Unis est supérieure de près de 50%, traduisant, dans un contexte d'abondance énergétique historique, d'abord une efficacité énergétique plus faible de l'industrie et surtout des transports, ensuite l'importance des déplacements sur un territoire immense, et, enfin, l'exigence de confort dans un climat plus extrême. Les principaux facteurs d'évolution Globalement, l'économie française est de plus en plus efficace sur le plan énergétique. L'intensité énergétique finale a en effet diminué de 38% entre 1973 et 2004. Les tendances peuvent toutefois facilement s'inverser et les comportements effacer l'effet des améliorations techniques. L'intensité énergétique primaire ou finale La consommation française d'énergie primaire est passée de 180 Mtep en 1973 à 276 Mtep en 2004, soit une évolution de +54%. La structure de cette consommation s'est elle-même fortement modifiée, avec une baisse de 53% de la consommation de charbon et de 23% de celle de pétrole117, une augmentation de 203% de la consommation de gaz naturel et de +34% de celle d'énergies renouvelables thermiques, ainsi que, du fait de la construction du parc électronucléaire, une multiplication par 15 de la consommation d'électricité primaire (nucléaire et hydraulique). L'intensité énergétique primaire est le rapport de la consommation d'énergie primaire au PIB. Cet indicateur, qui renseigne sur l'évolution des techniques de production d'énergie primaire, a diminué de 18% entre 1973 et 2004. L'amélioration de l'efficacité énergétique est patente mais inférieure à celle de l'énergie finale. La consommation énergétique finale est, pour sa part, passée de 133,6 Mt en 1973 à 161,2 Mt en 2004, soit une augmentation de 20,7%. La consommation de charbon dans l'industrie et le résidentiel tertiaire a diminué de 64% et celle de pétrole de 14%, principalement dans l'industrie. La consommation finale de gaz a, pour sa part, augmenté de 300% et celle d'électricité de 178%, variations qui témoignent de la diffusion croissante de ces sources d'énergie dans les secteurs de l'industrie et du résidentiel-tertiaire. Au final, l'intensité énergétique finale, indicateur qui renseigne sur l'efficacité énergétique des utilisations finales de l'énergie, a diminué de 38% entre 1973 et 2004. Si globalement l'efficacité énergétique s'est, en France, améliorée depuis 1973, tant pour l'énergie primaire que pour l'énergie finale, l'évolution n'a pas été uniforme tout au long de la période, ce qui montre que deux facteurs sous-tendent les évolutions de l'intensité énergétique, d'une part les évolutions techniques, et, d'autre part, les évolutions comportementales. L'influence de la conjoncture énergétique et économique Après le premier choc pétrolier, l'intensité énergétique finale diminue au rythme de 1,7% par an jusqu'en 1982. Après cette date et jusqu'en 1996, une évolution inverse se produit, avec une augmentation de l'intensité énergétique de +0,5% par an. La raison majeure en est un relâchement des efforts d'économies d'énergie, du fait de la diminution des prix du pétrole de 37 $/baril en janvier 1982 à 20 dollars le baril en 1986 et à sa stabilisation à ce niveau pendant une décennie. À partir de 1996, le prix du pétrole fluctue à la hausse puis à la baisse, avant de reprendre une hausse quasi continue à partir de janvier 2000. L'intensité énergétique est en baisse continue depuis 1996, l'accélération de la croissance économique produisant mécaniquement un effet positif118. Les chocs et les contre-chocs pétroliers démontrent ainsi que l'efficacité énergétique peut s'améliorer rapidement et se détériorer tout aussi rapidement, sous l'influence de l'évolution des prix de l'énergie. La hausse des prix du pétrole est vertueuse en pesant sur la consommation d'énergie finale. La baisse des prix suscite un relâchement de la contrainte de coût. La croissance économique est également vertueuse, en terme de consommation d'énergie finale, en la répartissant sur une base plus large. Le ralentissement économique produit des effets négatifs non seulement sur l'emploi, les revenus mais aussi sur l'efficacité énergétique. L'autonomie des comportements L'amélioration technique de l'efficacité énergétique est un objectif important de l'action des pouvoirs publics. Mais l'importance de l'évolution des comportements ne peut être ignorée. Ainsi au cours de la période 1986-1999, l'intensité énergétique finale a diminué de 13%, un résultat provenant en réalité de deux évolutions en sens contraire. L'efficience énergétique d'origine technique a progressé, notamment grâce aux normes d'isolation sur les logements neufs, à la diminution de consommation des véhicules automobiles et à l'amélioration des procédés dans l'industrie. Les économies d'énergie annuelles cumulées s'élèvent à 11 Mtep. En revanche, le comportement des consommateurs va dans le sens d'une hausse des consommations unitaires, avec au total une augmentation de la consommation de 8 Mtep. Les consommateurs dépensent en effet plus pour leur chauffage pour atteindre des températures plus élevées de leurs logements, utilisent davantage leurs véhicules et multiplient leur consommation d'électricité119. L'importance des comportements individuels justifie ainsi les campagnes de sensibilisation du public. Progrès réalisés ou envisageables L'efficacité croissante des véhicules automobiles La consommation des automobiles particulières en France diminue en moyenne d'un litre aux cent kilomètres tous les quatre ans. Grâce au progrès technique, la diminution de cylindrée des moteurs à performances égales ou « downsizing » présente le double avantage de réduire la consommation tout en accroissant la puissance et en particulier l'accélération, avec la généralisation des turbos. La diésélisation du parc permet également une réduction de la consommation moyenne. À titre de comparaison, la diésélisation du parc automobile américain permettrait de réduire de 125 millions de tonnes de CO2 le montant de ses émissions annuelles. Inversement, la généralisation de la climatisation dans toute la gamme de véhicules, leur alourdissement pour accroître leur sécurité et la vogue des véhicules 4x4, des SUV (Sport Utility Vehicule) et autres Cross over, amplifient l'impact de l'augmentation du kilométrage parcouru. Les constructeurs français sont en pointe dans l'Union européenne, si l'on utilise la mesure indirecte de la consommation par les émissions de CO2 moyennes des véhicules vendus par Renault et PSA, qui sont de 148 g/km, contre 160 g/km pour la moyenne européenne. Les petits véhicules dont les émissions sont inférieures à 120 g/km constituent le créneau dont les ventes sont en France les plus dynamiques. Au-delà des progrès techniques sur les moteurs, d'autres évolutions amélioreraient l'efficacité énergétique du transport automobile120. La congestion du trafic est en effet une source considérable d'inefficacité énergétique, en particulier pour le transport routier121. Par ailleurs, la généralisation des bonnes pratiques de conduite, notamment grâce au respect des limites de vitesses, serait également une source importante d'économies d'énergie. Les performances énergétiques des bâtiments La première réglementation thermique de 1975 a renforcé l'isolation thermique de l'enveloppe des bâtiments, à savoir les murs, les toitures, les planchers, les vitrages, et, le contrôle des infiltrations d'air. Avant la mise en place de cette réglementation, les normes de qualité sur les logements n'étaient pas réglementaires. Le principal mérite de la Réglementation Thermique de 1975 a été d'imposer une limite de déperdition globale par m3 chauffé. La Réglementation Thermique de 1975 a permis une économie de 169,65 TWh en 1998 sur les constructions neuves. L'impact des améliorations apportées au parc existant peut être estimé, pour sa part, à 118,3 TWh en 1998. La Réglementation Thermique 2000 (RT 2000) renforce encore les isolations thermiques des logements neufs. Pour aller plus loin, il était nécessaire d'intégrer les apports solaires et d'autres acquis de l'architecture bioclimatique. C'est une des nouveautés de la nouvelle réglementation thermique. La Réglementation Thermique 2005 (RT 2005), applicable à la mi-2006, a pour but de réduire la consommation énergétique des bâtiments neufs de 15% par rapport aux normes de 2000. Tout projet de logement doit avoir une consommation inférieure à celle du bâtiment de référence, non seulement isolé thermiquement mais doté de moyens modernes de chauffage - chaudière basse température ou panneau électrique rayonnant - et de panneaux solaires thermiques pour l'eau chaude sanitaire. Les modes de calcul de la consommation valorisent l'orientation du bâtiment, la gestion des apports solaires et la ventilation naturelle notamment. Les nouveaux outils La loi de programme du 13 juillet 2005 fixant les orientations de la politique énergétique a non seulement fixé des objectifs ambitieux pour l'amélioration de l'intensité énergétique finale mais aussi introduit une nouvelle méthode pour accélérer les économies d'énergie dans notre pays. Des objectifs à valeur législative L'article 3 de la loi indique ainsi que « le premier axe de la politique énergétique est de maîtriser la demande d'énergie afin de porter le rythme annuel de baisse de l'intensité énergétique finale à 2% dès 2015 et à 2,5% d'ici à 2030 ». Le rapport annexé à la loi décline ces objectifs d'abord pour l'habitat et les locaux à usage professionnel, ensuite pour les transports, et, enfin pour l'industrie. Les seuils minimaux de performance énergétique pour les bâtiments neufs doivent être progressivement abaissés, avec un objectif de 40% en 2020. L'État doit favoriser une baisse à 120 g/km de CO2 à l'horizon 2012, des véhicules individuels. Dans le domaine industriel, l'État doit favoriser la mise en place de seuils de puissance en veille des appareils électriques inférieurs à 1 watt, la diffusion de procédés de fabrication non émetteurs de gaz à effet de serre et le développement d'un système d'échange de quotas d'émissions au sein de l'Union européenne. Les certificats d'économies d'énergie La loi du 13 juillet 2005 met également en place un ensemble d'outils nouveaux pour dynamiser l'amélioration de l'efficacité énergétique dans notre pays. La loi introduit en effet une obligation pour les fournisseurs d'énergie en France d'inciter leurs clients, particuliers ou entreprises, à réaliser des économies d'énergie. Les opérations correspondantes sont définies par les pouvoirs publics. 24 opérations standardisées sont recensées par l'ADEME (Agence de l'environnement et de la maîtrise de l'énergie), comme par exemple l'amélioration de l'isolation des bâtiments, l'installation de chaudières plus performantes, l'acquisition d'appareils électroménagers particulièrement économes classés A+ ou la mise en place de systèmes de régulation122. En favorisant ces opérations, les fournisseurs d'énergie seront payés de leurs efforts par des certificats d'économies d'énergie, dits certificats « blancs ». Toutes les entreprises pourront aussi en obtenir, de par leurs propres efforts d'économie d'énergie. Les certificats blancs pourront s'échanger sur un marché. Les entreprises « vertueuses » vendront leurs certificats, ce qui réduira le coût de leurs actions d'économies d'énergie. Les fournisseurs d'énergie qui n'auraient pas obtenu par eux-mêmes le nombre de certificats requis en achèteront, plutôt que de payer les pénalités d'un montant deux fois plus élevé. Ce système a démontré son efficacité au Royaume Uni, où il a permis d'économiser 80 TWh en trois ans. ÉNERGIES RENOUVELABLES : PROBLÉMATIQUES COMMUNES ET SPÉCIFICITÉS Chaleur et électricité : deux domaines d'excellence des énergies renouvelables Surfant sur la vogue de l'éolien issue du nord de l'Europe et de la Californie au début des années 1980, la production d'électricité a longtemps paru être l'application privilégiée des énergies renouvelables. À l'instigation des pays scandinaves et de l'Allemagne, la Commission européenne a fait de l'électricité dite « verte » une priorité des énergies renouvelables. En application d'une directive de 2001123, la France s'est ainsi vue fixer comme objectif - et non pas comme obligation - que 21 % de sa production d'électricité en 2010 proviennent de sources d'énergies renouvelables124. L'Office parlementaire d'évaluation des choix scientifiques et technologiques a, le premier en France, dans son rapport sur « l'état actuel et les perspectives techniques des énergies renouvelables », souligné la complémentarité de toutes les formes d'énergie et rappelé l'importance de la contribution des énergies renouvelables à la production de chaleur. Par la suite, la Commission européenne a heureusement élargi sa vision. La performance énergétique des bâtiments125, les biocarburants126 et la promotion de la cogénération127 ont fait l'objet de directives pour leur promotion. Mais l'illusion n'est pas encore totalement dissipée. Car les énergies renouvelables ont deux applications complémentaires : la production d'électricité et la production de chaleur. La production d'électricité est au premier plan médiatique avec l'éolien. Elle l'est également au plan technique puisque l'hydroélectricité est la première énergie renouvelable dans de nombreux pays. La production de chaleur occupe l'arrière-plan, pratique et domestique avec le bois énergie. Ne figurant pas, le plus souvent, dans les statistiques des énergies commercialisées, les renouvelables thermiques - biomasse et déchets animaux pour la combustion et le chauffage - sont pourtant au premier rang mondial. De fait, ni l'un ni l'autre de ces deux aspects - électricité et chaleur - ne doivent être négligés. Expression des forces naturelles qui agitent les éléments - la terre, la mer, l'atmosphère -, les énergies renouvelables sont soit inépuisables à l'échelle humaine - l'énergie solaire, la chaleur de la terre - soit reconstituées sans terme imaginable - le vent, la végétation -. Leur caractéristique commune est d'être des énergies dispersées. Le défi technique est de les concentrer pour les récupérer. À cette fin, l'ingéniosité humaine multiplie les procédés techniques et les applications. Un foisonnement de technologies en devenir L'hydroélectricité mise à part, les technologies relatives aux énergies renouvelables sont en devenir. La puissance des éoliennes augmente. Les rendements des panneaux solaires - thermiques ou photovoltaïques - progressent et les coûts diminuent. La fabrication de biocarburants augmente de rendement. De surcroît, la liste des énergies renouvelables s'enrichit d'année en année. Succédant aux anciens moulins à vent du pompage et de la mouture, les éoliennes seront peut-être complétées par les procédés de récupération de l'énergie des vagues et de la houle. Après l'échec des usines marémotrices, les hydroliennes permettront de mobiliser l'énergie des marées128. Ces génératrices à hélice ancrées sur le fond de la mer et actionnées par les courants pourraient mobiliser une puissance de 3-4000 MW en France et de 6-7000 MW au Royaume Uni. La géothermie en zone volcanique, traditionnelle pour le chauffage, s'applique à la production d'électricité (centrale géothermique de Bouillante en Guadeloupe), tandis que la récupération de la chaleur de roches chaudes fracturées est testée pour la production d'électricité (Soultz-sous-Forêts). La biomasse permet la production de chaleur, d'électricité et de biocarburants, la plante entière étant bientôt mobilisée, en plus de la graine et du tubercule comme actuellement. Particulièrement diffuse, l'énergie solaire nécessite des prodiges techniques pour être convertie directement en électricité, via l'effet photovoltaïque et le silicium, selon des techniques encore trop coûteuses. Comme chauffage d'appoint de l'eau sanitaire, les panneaux solaires thermiques sont d'ores et déjà performants. Si des procédés économiques de concentration de la lumière sont mis au point, les centrales solaires comme Thémis renaîtront un jour. Les énergies renouvelables sont donc un domaine d'innovations techniques, qui ne sont toutefois pas susceptibles de modifier leurs caractéristiques physiques intrinsèques. Des contraintes de gestion particulières Caractéristique commune : les énergies renouvelables exigent des modes de gestion particuliers. L'éolien, de par ses fluctuations, complique la gestion des réseaux électriques. L'hydroélectricité ne peut couvrir les besoins de base. Le photovoltaïque est une ressource d'appoint. La saisonnalité marque la production de la biomasse. Contrairement aux énergies fossiles ou nucléaire, les énergies renouvelables ont, de fait, une disponibilité limitée et des délais d'appel ou d'arrêt qui ne sont pas nuls. Des procédures particulières sont nécessaires pour leur stockage. Une disponibilité variable La disponibilité de l'énergie éolienne ou de l'hydroélectricité dépend des conditions météorologiques. Démarrant pour un vent de 3 à 5 m/s (11-18 km/h), les éoliennes sont stoppées lorsque le vent dépasse 25 m/s (90 km/h). Les vents faibles et les vents forts les condamnent donc à l'arrêt. Pour autant, leur production dépend fortement de la vitesse du vent. L'hydraulicité altère fortement la production hydroélectrique au fil de l'eau, ainsi que la capacité des barrages sur retenue. Le rendement de la biomasse sur l'année varie en fonction des conditions météorologiques, de même que la production photovoltaïque dépend de l'ensoleillement. Au total les durées d'utilisation des énergies renouvelables sont inférieures à celles des énergies fossiles ou nucléaire. Comparées aux 8000 heures d'une centrale nucléaire de type EPR, la durée d'utilisation moyenne annuelle pour la France dans son ensemble, est de 2500 heures pour l'éolien, de 2000 heures pour un barrage sur retenue, de 5000 heures par an pour l'hydroélectricité au fil de l'eau, de 500 heures à 5000 heures par an pour l'hydroélectricité par pompage, de 1000 heures par an pour le photovoltaïque. Fonction de la météorologie, la puissance disponible de l'éolien n'est pas garantie, non plus que celle du solaire thermique ou photovoltaïque. Seule l'hydroélectricité possède un potentiel de production prévisible à court terme. Des délais d'appel et d'arrêt divers Variable selon la saison, la consommation d'électricité ou de chaleur fluctue également d'une heure à l'autre. Pour couvrir des besoins imprévus, certaines énergies renouvelables ne sont d'aucun secours. En cas de demande soudaine de puissance, l'éolien n'est appelable que si des installations ont été mises en réserve, malgré un vent suffisant. En revanche l'arrêt peut intervenir en quelques minutes. L'hydroélectrique au contraire est mobilisable et effaçable quasiment dans l'instant - qu'il s'agisse d'hydraulique en retenue ou en éclusée. La production des énergies renouvelables ne coïncide pas toujours dans le temps avec les besoins, d'où des problèmes de stockage éventuels à résoudre. Des contraintes surmontables mais coûteuses Sur le plan technique, les contraintes de gestion supplémentaires des énergies renouvelables ne sont pas insurmontables. Mais elles enchérissent leur utilisation129. « Sans soutien, les énergies renouvelables ne sauraient s'imposer face aux autres filières ». « Toutes les formes d'énergie auraient eu, à leur démarrage, besoin d'aides pour s'imposer ». « Si les énergies renouvelables ne sont pas encore rentables, la raison en est que des moyens suffisants n'auraient jamais été alloués à la recherche et au développement dans ce domaine ». Telles sont des remarques souvent entendues à propos de la compétitivité des énergies renouvelables. Le fait est que les énergies renouvelables sont soutenues dans la totalité des pays où elles connaissent un essor. Mais plusieurs pays en pointe dans leur développement manifestent une prudence nouvelle dans leur politique d'aides publiques. Comment et jusqu'où soutenir les énergies renouvelables au Danemark ? Exemplaire, la trajectoire des énergies renouvelables au Danemark apporte un éclairage significatif sur les problèmes rencontrés par tous les pays pour leur développement. L'histoire de l'éolien moderne commence au Danemark dans les années 1950 et fait de ce pays le leader mondial. En une cinquantaine d'années, le Danemark apporte des réponses à toutes les questions posées par le développement de l'éolien : techniques, industrielles, financières, réglementaires. La côte nord-ouest du Jutland et, dans une moindre mesure, les îles de Fionie et de Seeland étant balayées par des vents intenses et réguliers, les moulins à vent sont une tradition séculaire au Danemark, prolongée par les éoliennes qui équipent les fermes en particulier pour le pompage de l'eau. Dès la fin de la deuxième guerre mondiale, les fabricants danois de matériel agricole ou de fourniture pour le bâtiment se diversifient dans l'éolien et en développent le potentiel pour la production d'électricité à usage local130. Nombre de fermiers s'équipent d'éoliennes pour disposer de revenus complémentaires. Aujourd'hui encore, 80 % des éoliennes danoises sont la propriété d'agriculteurs ou de coopératives. Une nouvelle industrie naît, dont le Danemark occupe la première place mondiale, fournissant par exemple dès 1980 le millier d'éoliennes de Palm Springs, en Californie et exportant aujourd'hui dans 40 pays. Afin d'augmenter la production unitaire des éoliennes, les constructeurs augmentent la taille et la puissance de leurs machines. Mais, ce faisant, l'investissement dans l'éolien s'alourdit, favorisant l'entrée en scène de sociétés financières à la recherche de projets à forte rentabilité, d'autant plus que des aides publiques sont mises en place, sous la forme de prix de rachat de l'électricité produite et de certificats verts que les consommateurs doivent se procurer chaque année, puis de subventions directes aux producteurs. Possédant en 2000 plus de la moitié du marché mondial, l'industrie danoise se concentre progressivement131. La concurrence d'entreprises spécialisées étrangères, allemandes (Enercon) ou espagnoles (Gamesa) en particulier, s'accroît, avant que des multinationales puissantes, comme General Electric ou Siemens132, envahissent ce nouveau secteur d'activité qui leur paraît d'autant plus attractif que sa rentabilité est élevée et, de surcroît, garantie par des aides publiques pérennes. En 2003, le Danemark comptait environ 6 000 éoliennes, dont la puissance totale représentait 3115 MW. Pour rapprocher la production éolienne des conditions du marché, le dispositif de soutien à l'éolien est profondément remanié en 2004. Selon les accords politiques de la majorité gouvernementale133, l'obligation d'achat de l'électricité éolienne sera progressivement remplacée par une subvention plafonnée aux exploitants. En outre, deux projets phares de fermes éoliennes offshore de 200 MW chacune, seront mis en place dans le cadre d'appels d'offre, afin de limiter, par le jeu de la concurrence, le coût des aides octroyées par la collectivité. En 2003, l'éolien fournissait 18 % du total de la production danoise d'énergie à partir de sources renouvelables, mais il était largement devancé par les déchets qui comptent pour 32 % et la biomasse (bois et paille) pour 41 %134. Au terme d'un effort considérable entamé au début des années 1980, la production d'énergie à partir de sources renouvelables a été multipliée par 4 et assure 13,6 % de la consommation totale d'énergie du pays. La situation énergétique du Danemark est néanmoins particulière, du fait de ses ressources en hydrocarbures issus de la mer du Nord. Le Royaume du Danemark a en effet produit en 2003 18,1 millions de tonnes de pétrole et 7,2 millions de tonnes équivalent pétrole de gaz naturel. Sa production d'électricité continue d'être dominée par le charbon (55% en 2003) et par le gaz naturel (21%). La montée en puissance de l'éolien, dont la production a été multipliée par 10 entre 1990 et 2003, est loin d'avoir résolu à elle seule l'équation énergétique du Danemark. En fait, l'essor des énergies renouvelables n'aurait pas été possible si le Royaume du Danemark n'avait pu compter sur des importations en charbon et sur des ressources nationales excédentaires en hydrocarbures tirés de la mer du Nord. L'Allemagne en difficulté, sans le gaz russe et la séquestration du CO2 Depuis 2000, l'Allemagne fait le pari d'un développement accéléré des énergies renouvelables pour compenser, dans le domaine de la production électrique, la réduction de sa production de charbon et de lignite, et, l'abandon du nucléaire. Ce projet, avant tout politique, est d'une rare complexité technique. Le charbon, avec 55 millions tep135 extraites en 2004, constitue toujours le socle énergétique de l'Allemagne, qui, fait moins connu, possède aussi des ressources conséquentes en gaz naturel avec 14,7 millions tep. Les combustibles fossiles sont à la base de la production électrique du pays. Le charbon fournit plus de la moitié de l'électricité produite, avec une part dominante du lignite136, tandis que le gaz naturel assure près de 10 % du total. Après que les mines de lignite les moins performantes des Länder de l'Est ont été fermées, 45 000 personnes travaillent encore dans les dix mines encore exploitées, principalement en Ruhr (anthracite) et en Rhénanie (lignite). Des subventions annuelles de près de 3,5 milliards € compensent des prix de revient supérieurs à ceux du marché mondial et amortissent les conséquences sociales d'un déclin au demeurant très lent de la production charbonnière137. Sur le plan de la lutte contre l'effet de serre, l'Allemagne a réussi à diminuer ses émissions de CO2 de 11 % entre 1990 et 2003. En apparence, son objectif d'une diminution de 21% en 2010 par rapport à 1990 dans le cadre du Protocole de Kyoto semble donc pouvoir être atteint. En réalité, les bonnes performances du passé proviennent de la fermeture des centrales thermiques obsolètes des Länder de l'Est. Les marges de progrès sont nettement plus restreintes pour l'avenir. Le nucléaire a fourni 28% de la production électrique allemande en 2003. La diminution de la production électronucléaire est programmée depuis le compromis du 14 juin 2000 passé par le Gouvernement du Chancelier Schröder et l'industrie. Des plafonds de production ont été fixés à chacun des 19 réacteurs alors en fonctionnement, un transfert de quotas étant possible d'un réacteur ancien à un réacteur plus récent. Devant être complet en 2022, l'arrêt des réacteurs a de fait commencé pour les réacteurs les plus anciens de Stade (novembre 2003) et d'Obrigheim (mai 2005). Le Gouvernement de grande coalition formé fin 2005 n'a pas remis en cause ce processus qui se traduira par une durée d'exploitation moyenne de 32 ans. On sait que le potentiel d'exploitation de ces réacteurs nucléaire de Génération II est probablement supérieur à 40 ans, avec une compétitivité maximale en fin de vie une fois l'amortissement économique réalisé. On peut se demander si le poids économique du renoncement à un tel avantage n'apparaîtra pas, un jour, démesuré. Le redéploiement énergétique de l'Allemagne repose, selon le ministère de l'environnement, sur le développement des énergies renouvelables, dont la priorité a d'abord été l'éolien et le photovoltaïque. Au terme d'un effort considérable d'une vingtaine d'années, l'Allemagne disposait en 2004, avec 16 629 MW, de près de la moitié de la puissance éolienne européenne138 et plus du tiers de la puissance éolienne mondiale139. Par comparaison, le deuxième pays européen dans ce secteur est l'Espagne, avec 6202 MW, soit le tiers environ de la puissance allemande. L'Allemagne est également l'un des leaders mondiaux du solaire photovoltaïque. Lancé en 1999, l'objectif des 100 000 toits solaires a été atteint en 2003, portant la puissance installée à 431 MWc140, le rythme d'installation s'étant encore accru avec 363 MWc installés pour la seule année 2004. Pour atteindre ces résultats, le secteur des énergies renouvelables a bénéficié, en Allemagne, d'un soutien d'une ampleur particulière. De 1975 à 2000, les dépenses publiques en faveur du seul éolien se sont élevées à 4,5 milliards €. En 1999, une première loi EEG141 a systématisé et amplifié les mesures en faveur des énergies renouvelables, l'électricité produite bénéficiant d'une obligation d'achat sur 20 ans, fixée à 91 €/MWh pour l'éolien142 et à 506 €/MWh pour le photovoltaïque143. Une nouvelle loi EEG a été adoptée le 21 juillet 2004 pour augmenter l'efficacité du soutien public. Les nouveaux objectifs sont de porter la part des énergies renouvelables à 12,5% de la production électrique nationale en 2010 et à 20% en 2020. Le soutien à l'éolien est réduit pour les nouvelles installations144. Mais, afin de tenir l'objectif, d'autres sources d'électricité renouvelables entrent dans le champ des aides publiques, tout spécialement la grande hydraulique, la petite hydraulique, l'électricité produite à partir de la biomasse, ainsi que l'électricité produite à partir de la géothermie145. Malgré les dépenses publiques consenties, l'investissement allemand dans l'éolien ne semble pas avoir eu l'efficacité escomptée. En 2002, les 12 000 MW installés fournissaient 3% de la production électrique du pays. En 2004, les 16 628 MW installés ont assuré un peu plus de 4% de la production totale. La faiblesse de la production provient essentiellement d'un régime de vents peu favorable146. À titre de comparaison, le ratio production/puissance installée pour 2005 est de 2,1 pour le Danemark contre 1,4 en Allemagne, ce qui veut dire que les éoliennes danoises sont 1,6 fois plus productives que les machines allemandes, non pas en raison des techniques plus efficaces mais en raison seulement d'un régime de vents plus favorable. Mesurée en termes d'électricité produite, la contribution du photovoltaïque est de l'ordre de 1 TWh par an, soit 0,2% de la production totale. Son intérêt est autre. D'une part, le photovoltaïque peut s'avérer intéressant pour des sites isolés non raccordés au réseau. D'autre part, la politique de soutien au marché a permis à l'industrie allemande de se développer et de conquérir 15% d'un marché mondial jugé prometteur. Mais globalement, sa contribution à la production électrique globale est négligeable. Le développement des autres sources d'électricité renouvelables sera donc nécessaire pour faire face à la croissance prévisible de la demande d'électricité, mais rien n'indique qu'il sera suffisant. Dès lors, à court terme, la solution du gaz naturel s'impose à l'Allemagne pour accroître sa production d'électricité, tout en minimisant ses émissions de CO2. La Russie lui fournit déjà près de la moitié de ses importations. L'approfondissement de ce partenariat semble probable dans les années à venir. À plus long terme, une autre solution, plus complexe à mettre en œuvre, consistera à développer la production d'électricité à partir du charbon, en procédant à la captation et au stockage des émissions de CO2 correspondantes. Une impulsion récente en France L'année 2000 et l'année 2005 sont, en France, deux étapes essentielles du soutien aux énergies renouvelables. Avant cette date, leur développement est pour l'essentiel du ressort des marchés. L'éolien bénéficie toutefois à partir de 1996 d'appels d'offre lancés par le secrétariat à l'industrie pour la construction d'éoliennes dans le cadre du programme Éole 2005. L'objectif est d'atteindre une puissance installée de 250 à 500 MW en 2005. La mise en concurrence des candidats à la réalisation de projets éoliens a l'avantage de tirer les prix vers le bas. Pour les partisans et les promoteurs de l'éolien, ce mécanisme n'est pas approprié : il faut au contraire assurer des marges supérieures, pour séduire les investisseurs qui alors multiplieront les projets, ce qui déclenchera un effet d'échelle et permettra une diminution des coûts de production. À l'occasion de la transposition de la directive européenne sur l'ouverture à la concurrence des marchés de l'électricité des États membres de l'Union européenne, la France s'engage en 2000 dans une politique plus offensive de développement des énergies renouvelables. Le mécanisme de base pour soutenir le développement des énergies renouvelables devient l'obligation d'achat147. EDF et les distributeurs non nationalisés sont tenus d'acheter l'électricité produite sur le territoire national par les installations qui valorisent les déchets ménagers, qui alimentent un réseau de chaleur (cogénération) ou qui utilisent des énergies renouvelables148. Après l'adoption de la loi de 2000 sur la modernisation et le développement du service public de l'électricité, les tarifs d'achat font l'objet d'arrêtés, publiés avant la fin juin 2002. En 2004, EDF a acheté, au titre de l'obligation d'achat, 24,2 TWh d'électricité, produite à hauteur de 71% à partir de la cogénération, de 15% par l'hydraulique et de 9% par des usines d'incinération d'ordures ménagères (UIOM). L'éolien compte pour 2% du total des achats d'électricité149. Tableau 1 : Tarifs d'achat et coût de production des énergies renouvelables pour la production d'électricité (source : DGEMP et EDF)
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€/MWh |
Tarif de l'obligation d'achat - France (date de l'arrêté) |
Coûts de production 2005 |
Diminution des coûts de production probable sur 10 ans |
Base |
Modulation |
Éolien terrestre |
83,8 pendant 5 ans (8/6/2001) |
30,5-83,8 pendant les 10 années suivantes suivant le site |
55-75 |
- 20% |
Éolien offshore |
Appel d'offre |
- |
100-120 |
-30% |
Hydraulique |
54,9-61 (25/6/2001) |
Prime : 0-15,2 en hiver selon régularité de la production |
50-80 |
Stable |
Photovoltaïque |
152,5 (hexagone) 305 (Corse, DOM-TOM) (13/6/2002) |
Décision nov.05 : +50% particuliers x2 grandes installations |
350-550 |
-50% |
Géothermie |
76,2 (13/3/2002) |
Prime efficacité énergétique : 0-3 |
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Cogénération |
61-91,5 (31/7/2001) |
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Biomasse (combustion matières végétales) |
49 (16/6/2002) |
Prime efficacité énergétique : 0-12 |
60-110 |
-10% |
Méthanisation (déchets agricoles ou industriels) |
46 (16/4/2002) |
Prime efficacité énergétique : 0-12 |
60-150 |
-10% |
Biogaz de décharge |
45-57,2 (3/10/2001) |
Prime efficacité énergétique : 0-3 |
60-150 |
-10% |
Déchets ménagers (sauf biogaz) |
45-50 (2/10/2001) |
Prime efficacité énergétique : 0-3 |
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Déchets animaux bruts ou transformés (farines animales) |
45-50 (13/4/2002) |
Prime efficacité énergétique : 0-3 |
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Petites installations (< 36 kVA) |
78,7-96,0 (13/3/2002) |
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| Deuxième étape en 2005, le soutien aux énergies renouvelables thermiques est considéré comme une priorité essentielle dans le cadre de la diversification du bouquet énergétique150. La loi de programme de 2005 fixant les orientations de la politique énergétique vise une augmentation de 50% à l'horizon 2010 de la production de chaleur d'origine renouvelable. Au final, comme dans tous les pays, le soutien aux énergies renouvelables repose sur les consommateurs. Les organismes de distribution d'électricité ajoutent en effet à la facture d'électricité, un surcoût, dont le produit est reversé aux producteurs à proportion des charges qu'ils subissent du fait de l'obligation d'achat. En 2004, les surcoûts de l'obligation d'achat ont représenté environ 1,1 milliard €, soit environ 3 €/MWh ou 0,3 €/kWh. Il est à noter que la cogénération, au demeurant favorable en termes d'efficacité énergétique puisqu'elle permet la valorisation de la chaleur produite en même temps que l'électricité, représente la majeure partie des charges liées à l'obligation d'achat. Pour le consommateur individuel, la charge du soutien aux énergies renouvelables et au développement de la cogénération, représente environ 3,5% de la facture d'électricité, et près de 7% pour un consommateur industriel151. Un développement ambitieux des énergies renouvelables ne doit pas pour autant trop peser sur la facture d'électricité. C'est pourquoi un plafond de 7% du tarif de vente du kWh a été fixé en 2003 pour les surcoûts correspondant à l'ensemble des charges de service public152. Si le développement des énergies renouvelables s'accélérait encore dans le cadre actuel, le plafond fixé en 2003 pourrait être rapidement atteint, ce qui obligerait à remettre à plat le mécanisme de financement des charges de service public, et, en particulier, le soutien au développement de ces nouvelles filières. Plusieurs pays en pointe dans ce domaine ont déjà opéré, comme on l'a vu, une révision de leurs politiques de soutien aux énergies renouvelables. La France pourrait y être conduite à son tour plus rapidement que prévu. ÉOLIEN Parmi les sources d'énergie renouvelables, aucune n'a plus d'importance médiatique ni ne suscite plus de polémiques que l'éolien, une technique pourtant visible et connue de tous depuis des temps immémoriaux. D'un usage ancestral, les moulins étaient utilisés pour la fabrication de la farine ou le pompage de l'eau. Les premières éoliennes spécialisées dans la production d'électricité, appelées aussi aérogénérateurs, apparurent pour un usage local et rural. L'offre d'éoliennes couvre aujourd'hui une gamme très étendue de machines dont la puissance électrique varie de 2 kW à 3,5 MW, dans un rapport de 1 à mille, et dont les dimensions respectives sont évidemment très différentes. On distingue généralement trois catégories d'éoliennes : le petit éolien, le grand éolien et dans un futur proche, l'éolien offshore. Permettant la recharge de batteries ou le pompage électrique, une éolienne de 2 kW, comme celle proposée par la société française Vergnet, possède une hélice de 4 mètres de diamètre et une nacelle contenant la génératrice située à 12 mètres de hauteur. À l'autre extrémité de la gamme, les éoliennes les plus puissantes au catalogue des constructeurs fin 2005, avaient une puissance de 3,6 MW, avec des rotors de 104 mètres de diamètre et des mâts de 80 à 100 mètres de haut. L'augmentation de taille de l'éolienne et de son rotor permet d'accroître le couple de la machine et donc sa puissance, les grandes machines étant particulièrement adaptées aux sites peu ventés, comme les sites allemands de l'intérieur des terres. Au demeurant la course au gigantisme des éoliennes ne s'arrêtera pas. À la demande de l'industrie danoise, le centre de recherche Risø étudiait en 2001 la faisabilité technique de machines de 8 à 12 MW, dotées de rotors à une seule lame de 80 mètres perchés à 240 mètres de hauteur. L'offshore est la nouvelle frontière de l'éolien. En mer, des vents plus forts et réguliers que sur les côtes et les reliefs intérieurs, permettent une production accrue d'électricité. Estimant la production d'électricité d'une éolienne installée en mer supérieure de 60 % à celle d'une machine identique située sur le rivage, les constructeurs se lancent dans cette nouvelle aventure mais ont à résoudre des problèmes difficiles de corrosion, de structures et de maintenance. Porte-drapeau des énergies renouvelables, l'énergie éolienne connaît ainsi de nombreux développements technologiques, avec une montée en puissance et une augmentation des dimensions ininterrompues des machines installées. L'industrie éolienne s'est également fortement structurée, avec la consolidation des firmes pionnières, notamment danoises, et l'entrée dans le secteur de grandes entreprises diversifiées. Énergie vertueuse dans le cadre de la lutte contre l'effet de serre, l'éolien a vu ses marchés se développer fortement, sous l'action de la réglementation et grâce à l'attribution de soutiens à l'investissement qui garantissent une rentabilité financière satisfaisante. En tout état de cause, les difficultés à la mise en œuvre de l'éolien trouvent une à une des solutions. Ce type d'énergie tend donc à se banaliser dans tous les sens du terme. Son développement est plus aisé. Mais peu à peu, apparaissent aussi l'impossibilité du tout éolien et les inconvénients du trop d'éolien. Les progrès techniques de l'éolien La course à la puissance des grandes éoliennes De nombreux paramètres, techniques et économiques, justifient une course à la taille et à la puissance des éoliennes. Pour un même régime atmosphérique, le vent augmente quand on s'élève du sol153. Or la puissance d'un aérogénérateur, désigné couramment par le terme d'éolienne, varie comme le cube de la vitesse du vent. Par ailleurs, l'énergie collectée par une éolienne dépend de l'aire du disque balayé par le rotor et donc du carré de la longueur d'une pale. L'augmentation de taille correspond donc à la recherche d'une puissance maximale de l'installation. En 2000, les éoliennes installées en Allemagne avaient une puissance de 920 kW, pour un rotor de diamètre d'environ 60 mètres et un mât de 80 mètres de haut. L'année 2004 aura vu l'installation par la société Repower d'un prototype d'éolienne de 5 000 kW (5 MW), dont le diamètre de rotor est de 126 mètres. L'augmentation de taille et de puissance des éoliennes a également pour but de tirer parti d'économies d'échelle. Un certain nombre de coûts de fabrication et d'installation d'une éolienne ne dépendent qu'à la marge de sa puissance154. Par ailleurs, on peut rentabiliser au mieux les sites les mieux ventés, disponibles pour cette activité, qui représentent une ressource rare. Enfin, les coûts administratifs d'autorisation sont mieux amortis. Au Danemark, la puissance moyenne des éoliennes installées est passée de 750 kW en 1999 à 1800 kW en 2004, en Allemagne, de 920 kW à 1 700 kW entre les mêmes dates, et, en France, de 135 à 1036 kW. Un nouveau marché s'ouvre pour les constructeurs d'éoliennes : le remplacement de machines anciennes par des machines nouvelles de forte puissance. Le créneau des petites et moyennes éoliennes Le développement de l'éolien s'est effectué à partir de machines de proximité, qui gardent tout leur intérêt pour certains types d'application. Permettant la recharge de batteries ou le pompage électrique, une éolienne de 2 kW, comme celle proposée par la société française Vergnet, possède une hélice de 4 mètres de diamètre et une nacelle contenant la génératrice située à 12 mètres de hauteur. Dix fois plus puissante, une éolienne de 25 kW permet de fournir de l'électricité à des villages isolés de 50 foyers environ, dont la consommation unitaire est de l'ordre de 1,5 kWh en moyenne, avec une hélice de 10 mètres de diamètre et un mât de 24 mètres de hauteur. Ces éoliennes sont souvent juchées sur des mâts basculants permettant de les rabattre au sol en cas de tempête ou de cyclone. Enfin, différents nouveaux concepts d'éoliennes sont proposés, dont des machines à axe vertical ou des machines horizontales de petite puissance - 2 à 3 kW - pour les toits des habitations collectives, dont l'avenir dira si leur installation est rentable. Des nuisances principalement visuelles Le bruit produit par une éolienne a longtemps été considéré comme une nuisance empêchant leur implantation. Les bruits mécaniques des engrenages sont désormais quasiment inexistants. Avec les éoliennes modernes de puissance, dont les pales tournent à faible vitesse, le bruit de souffle des rotors n'est que de 100 décibels en pied de mât et inaudible à 200 mètres. Les éoliennes ont également été critiquées en raison des dangers qu'elles créeraient pour les oiseaux, notamment migrateurs. Les champs d'éoliennes avec des implantations très resserrées, tels qu'il en fut construit en Californie, ont été accusés de ravager des colonies d'oiseaux protégés155. Mais il a été démontré au Canada dans le Yukon, notamment, que correctement espacées, les éoliennes, même placées sur les couloirs migratoires, sont évitées par les oiseaux. Autre critique faite aux éoliennes, le mauvais fonctionnement des télévisions dans les habitations situées aux alentours des éoliennes du fait de la perturbation de signaux électromagnétiques aériens, trouve sans difficulté des solutions techniques. La nuisance principale des éoliennes reste donc leur impact visuel. Dans cette perspective, les projets d'implantation doivent concilier deux impératifs contradictoires. Pour maximiser la production d'une éolienne, il faut augmenter sa puissance, et donc la taille de son rotor et la hauteur de son mât. Ce progrès permet alors de diminuer leur nombre mais leur impact visuel augmente en proportion. En outre, les sites les mieux ventés se trouvent souvent sur des reliefs du littoral visibles de très loin. Au reste, l'implantation d'éoliennes est d'autant mieux acceptée que celles-ci sont disséminées sur un vaste territoire. À cet égard, la pratique française initiale a pu susciter de nombreuses critiques, puisque le département de l'Aude concentrait à la mi-2002 plus de la moitié du parc français d'éoliennes avec près de 58 MW. Les sites industriels en bord de mer seront probablement privilégiés à l'avenir, car ils peuvent le plus souvent accueillir des éoliennes sans engendrer d'opposition locale, comme Total l'a bien compris en installant des éoliennes de puissance à proximité de sa raffinerie de Dunkerque. L'offshore, une nouvelle frontière éloignée de l'éolien La localisation étant une variable fondamentale de son potentiel de production, l'offshore est longtemps apparu comme l'eldorado de l'éolien. Bénéficiant de vents plus fréquents156, plus forts et plus réguliers qu'à terre, une installation offshore devrait, selon les calculs des constructeurs, produire davantage (+60%) qu'à terre157. Toutefois, à l'usage, le coût de construction de l'éolien offshore apparaît deux fois supérieur à celui de l'éolien terrestre. Les aléas météorologiques allongent les délais de construction et de maintenance. L'importance et la difficulté de la construction réservent l'offshore à des fermes de forte puissance, ce qui exige une mise de fond importante et restreint le cercle des investisseurs potentiels. Des inconnues demeurent quant à la tenue des machines dans un environnement fortement corrosif. Pour garantir la rentabilité de leurs investissements, les promoteurs d'éoliennes offshore demandent en conséquence, dans leurs réponses aux appels d'offre, des tarifs de rachat de l'électricité produite compris entre 120 et 150 €/MWh. De fait, les fermes éoliennes offshore ne représentent actuellement que quelques centaines de MW dans le monde, concentrées au Danemark et au Royaume Uni. L'essor de l'offshore est toutefois recherché dans plusieurs pays, avec des appels d'offre de 400 MW au Danemark, de 500 MW en France, de plus de 8000 MW au Royaume Uni et un objectif de 6 700 MW en Allemagne en mer Baltique. Deuxième avantage de l'offshore, le régime des vents y est en général plus régulier qu'à terre, d'où une réduction théorique des efforts mécaniques sur l'éolienne. Les limites intrinsèques de l'énergie éolienne Le fonctionnement des éoliennes est soumis à la météorologie et non pas à la demande d'électricité. En dessous d'une certaine vitesse de vent, en général 5 m/s, soit 18 km/h, une éolienne, ne pouvant fournir de la puissance, est déconnectée du réseau et tourne à vide ou bien est arrêtée purement et simplement. Dans le cas d'éoliennes proches les unes des autres, les phénomènes d'abri ou de turbulence peuvent entraîner l'arrêt de certaines alors que d'autres tournent normalement. Par ailleurs, avec des vents d'une vitesse supérieure à 25 m/s, soit 90 km/h, les éoliennes doivent être stoppées, faute de pouvoir supporter les efforts mécaniques correspondants. Autre variable importante conditionnant la production d'électricité effective d'une éolienne, la vitesse moyenne du vent peut, en variant d'un facteur 1,7 faire varier la quantité d'énergie fournie du simple au triple, d'où l'intérêt d'implanter ces machines dans des zones aux régimes de vent régulier et modéré. En France, malgré les régimes de vent favorables des bords de mer, et la compensation météorologique possible entre l'Atlantique et la Méditerranée, la durée moyenne de fonctionnement des éoliennes à leur puissance nominale ne dépasse pas 2 000 heures par an. On doit par ailleurs noter que pendant les périodes de froid ou de canicule, où la demande d'électricité est la plus forte, les éoliennes sont à l'arrêt faute de vent. En conséquence, l'alimentation en électricité d'utilisateurs, particuliers ou industriels, ne peut en aucun cas reposer exclusivement sur des éoliennes. Des moyens de production complémentaires doivent nécessairement leur être associés. S'il est doté d'une éolienne de moyenne puissance, un réseau de faible dimension comme celui d'une petite île non raccordée au réseau doit comprendre des panneaux solaires complémentaires, des batteries de stockage de l'électricité et un groupe électrogène. Sur un réseau de forte puissance, l'installation d'éoliennes doit être complétée par celle des turbines à gaz ou à fioul susceptibles de les relayer lorsque les conditions météorologiques interdisent leur fonctionnement. Les calculs économiques relatifs à l'éolien doivent donc nécessairement intégrer le coût des centrales électriques additionnelles à leur adjoindre pour que les utilisateurs ne souffrent pas de l'irrégularité de cette production d'électricité. Enfin, comparée à celles des centrales thermiques, la puissance spécifique des éoliennes est faible - 5 MW au maximum en 2005 -, ce qui, ajouté au caractère aléatoire de leur production, les rend inaptes à l'alimentation en propre de sites industriels. L'internationalisation et la structuration de l'industrie éolienne L'histoire de l'éolien repose sur les entreprises danoises qui, à partir de leurs activités originelles - matériel agricole ou fournitures pour le bâtiment - se sont diversifiées dans l'éolien et ont bâti l'industrie des éoliennes modernes. La croissance des marchés et les besoins d'investissement en recherche et développement ont toutefois conduit, d'une part, à la concentration du secteur, et, d'autre part, à l'entrée sur ce marché de grandes firmes internationales. Le leader mondial, en 2004, reste une firme danoise indépendante, Vestas, qui a toutefois absorbé son concurrent danois Neg-Micon. L'entreprise allemande, Enercon, est numéro 3 sur le marché de l'éolien. Gamesa, entreprise espagnole, numéro 4 du secteur, a absorbé la société Made. Attirés par la croissance du marché de l'éolien, de grands groupes ont investi le secteur. Ainsi General Electric a racheté EnronWind, lors de la faillite frauduleuse en 2002 de sa maison mère, courtier américain en énergie. Quant à Siemens, il s'est installé sur le marché avec le rachat, fin 2004, de la société danoise Bonus. Sur le marché en plein essor du grand éolien, la France a misé sur Jeumont Industrie du groupe Areva, pour combler son handicap. Cette société, spécialisée dans l'électromécanique et les composants de centrales nucléaires, a entamé une diversification dans l'éolien et compte rattraper son retard de près de vingt ans grâce à des techniques innovantes. Pour doper cette activité, Areva a pris une participation de 21% au capital de la société allemande Repower, 7ème producteur mondial, spécialisée dans les machines de forte puissance. La France est, par ailleurs, bien placée dans le petit éolien avec la société Vergnet, dont la gamme s'étend avec des machines de 1 à 220 kW, adaptées à la production locale d'électricité et à l'alimentation de réseaux électriques de petite taille. Cette société a connu des réussites importantes dans les départements d'outre-mer et en Nouvelle Calédonie. En tout état de cause, l'industrie éolienne est réputée avoir créé, dans les pays leaders de l'éolien, de nombreux emplois : 20 000 au Danemark, premier exportateur mondial de la filière, 59 000 en Allemagne et 12 000 en Espagne, répartis entre la fabrication des machines, la construction et la maintenance des installations. Or les éoliennes de fabrication française installées en France ne représentent qu'une infime part du marché. S'engageant dans la multiplication des éoliennes sur son territoire, la France doit évidemment renforcer son industrie, pour en tirer des bénéfices économiques conséquents. Des marchés principalement européens, dépendant des aides publiques Berceau de l'éolien moderne, avec le Danemark et l'Allemagne, l'Europe possède aujourd'hui 74% des capacités mondiales installées, soit 34 366 MW158. Dans l'Union européenne, l'Allemagne a le parc installé le plus important, dont la puissance est deux fois plus élevée que celle du parc de l'Espagne, deuxième du classement, et cinq fois plus que celui du Danemark, troisième159. Avec 15% du parc mondial, l'Amérique du nord constitue la deuxième zone d'implantation de l'éolien, avec 6800 MW aux États-Unis en 2004 et 441 MW au Canada. L'Asie possède 9% du parc mondial, l'Inde étant le mieux équipé avec 2800 MW en 2004 et la Chine possédant 740 MW à la même date. L'analyse du marché de l'éolien dans les années récentes laisse penser que cette filière s'étend dans le monde. Mais son développement repose encore sur les aides publiques. L'expansion de l'éolien hors d'Europe En 2004, l'Europe constituait toujours, le premier marché pour les ventes annuelles des constructeurs, l'augmentation du parc européen ayant atteint 5 856 MW. Mais l'énergie éolienne semble se développer sur d'autres continents qu'en Europe. Ainsi, l'Asie est devenue le second marché mondial, avec une augmentation de la puissance installée de 918 MW en 2004. En un an, la Chine a augmenté son parc de 24% et l'Inde de 32%. On peut donc dire que l'éolien fait partie des filières énergétiques testées par ces puissances émergentes pour faire face à la gigantesque augmentation de leur demande en énergie. Un essor dépendant des aides publiques L'essor de l'éolien dépend encore étroitement des aides publiques. Si l'Espagne représente actuellement le leader mondial de l'accroissement de capacité, c'est parce que les pouvoirs publics accordent aux investisseurs, depuis 2004, une rétribution garantie sur la durée de vie complète des parcs éoliens. De même, le Royaume Uni, pour enfin faire décoller l'éolien offshore dont il attend une contribution significative à son approvisionnement énergétique, multiplie les systèmes d'aide, avec des certificats verts, une garantie du capital investi dans l'offshore, une exemption de la taxe sur l'énergie et enfin des réductions d'impôts. A contrario, toute révision des aides accordées à l'éolien se traduit immédiatement par un ralentissement des investissements. Ainsi, aux États-Unis, il a suffi que la reconduction de l'aide fiscale à la production PTC (Production Tax Credit) prenne du retard en 2004 pour que l'augmentation annuelle de la puissance installée passe de 1707 MW en 2003 à 448 MW en 2004. De même, le marché allemand a fléchi de 30% entre 2003 et 2004, en raison de la baisse de 4% en moyenne du prix d'achat de l'électricité éolienne et de sa dégressivité de 2% par an à partir de 2005. Une contribution faible à la production électrique Compte tenu de l'importance de son parc éolien et de la variété des caractéristiques géographiques des États membres, l'Union européenne représente un laboratoire des avantages et des inconvénients de cette forme d'énergie. Grâce à la publication par EurObserv'ER des statistiques annuelles des puissances installées et de la production électrique éolienne de chacun des pays160, on peut reconstituer le nombre d'heures de fonctionnement à pleine puissance des éoliennes d'un pays considéré et donc le facteur de charge. Deux groupes de grands pays éoliens161 se distinguent en termes d'efficacité de l'investissement éolien, recouvrant logiquement le régime des vents dont chaque pays bénéficie. Rappelons qu'une année comprend 8 760 heures. Parmi les pays dont le nombre d'heures de fonctionnement à pleine puissance a été supérieur à 2000 heures par an en 2004, figurent la Grèce (2619 heures), les Pays-Bas (2506 heures), le Royaume Uni (2218 heures) et le Danemark (2108 heures). L'Espagne bénéficie d'une efficacité voisine avec 1936 heures. Pour les autres grands pays, l'efficacité de l'investissement éolien chute rapidement, en particulier pour la Suède (1836 heures), la France (1798 heures), l'Italie (1694 heures). L'une des efficiences les plus faibles est celle du parc éolien allemand, dont la durée de fonctionnement à pleine puissance n'a pas dépassé 1451 heures en 2004, soit un facteur de charge de 16,5%. L'installation d'éoliennes sur les côtes allemandes de la mer du Nord ayant été sévèrement limitée pour protéger l'environnement, les éoliennes ont été disséminées sur tout le territoire, y compris des zones peu ou mal ventées. En conséquence, l'Allemagne, avec ses 16 629 MW de puissance éolienne installée fin 2004, n'a produit que 22,6 TWh, soit 3% de sa production électrique de l'année. Plusieurs conclusions s'imposent de l'analyse des résultats effectifs de l'exploitation éolienne, qui confirment des intuitions de bon sens. L'investissement éolien n'a qu'une efficacité très limitée dans les pays dont le régime de vents n'est pas favorable. Des sites bien ventés peuvent bien entendu exister et justifier un tel investissement mais une approche au cas par cas est sans aucun doute meilleure qu'une politique systématique. Ceci renvoie au fait que l'éolien est un moyen de production décentralisée de l'électricité et non pas une filière d'application générale pouvant s'imposer dans un pays au détriment des autres filières. Par ailleurs, la production éolienne, y compris dans les pays dont le régime de vents est le plus favorable, plafonne statistiquement à 2500, voire 3000 heures par an au maximum. Or le coût d'investissement dans l'éolien est de l'ordre de 922 €/kW, contre 559 €/kW pour un cycle combiné à gaz. Le retour sur investissement est donc très long, comparativement à celui d'installations comme un cycle combiné à gaz qui peut fonctionner près de 7000 heures par an. On comprend donc que l'investissement éolien doive être fortement subventionné. En parallèle à l'installation d'éoliennes sur son territoire, l'Allemagne a su développer une industrie solide, avec trois entreprises dans les dix premières mondiales du secteur en 2004, Enercon troisième mondial, Repower septième mondial et Nordex huitième mondial. Le chiffre d'affaires des constructeurs allemands s'est élevé à 4,7 milliards €, dont 38% à l'export, tandis que le nombre d'emplois générés est décrit comme « important » par le ministère de l'environnement. Dans ces conditions, le soutien à l'éolien possède plusieurs dimensions, dont une dimension industrielle et sociale primordiale, qui n'a pas grand-chose à voir avec l'efficacité énergétique. L'énergie éolienne en France : bilan et perspectives Le décollage de l'éolien en France est entamé. La puissance installée a augmenté de 63% en 2004, le niveau de 405 MW ayant été atteint en fin d'année. Cet essor s'est accéléré en 2005 puisque la puissance a doublé, atteignant environ 800 MW fin 2005. À ce rythme, l'objectif de 2000 MW installés fin 2006, posé par la programmation pluriannuelle des investissements (PPI), devrait être atteint162. Les différents instruments de soutien introduits par les pouvoirs publics semblent, de fait, bien calibrés par rapport aux objectifs poursuivis. Le niveau satisfaisant des tarifs de rachat de l'électricité éolienne La rentabilité de l'investissement éolien est actuellement suffisante pour assurer son développement en France. Le tarif de rachat de l'électricité éolienne est en effet largement supérieur à son prix de revient. D'un montant, fixé en 2001, de 83,8 €/MWh pour les cinq premières années et de 30,5 à 83,8 €/MWh pour les dix années suivantes163, le tarif de rachat est en moyenne actuellement de 80 €/MWh, pour un prix de revient compris entre 55 et 75 €/MWh, sur la base d'un facteur de charge moyen en France de 25%164. De fait, la puissance moyenne des éoliennes installées s'élève régulièrement, ce qui devrait permettre de baisser les coûts de production165. D'après EDF, ce tarif garantit une rentabilité de 11 à 12 % par an, un niveau supérieur à la rentabilité de 8% demandée par les investisseurs. L'expérience semble montrer que cet écart est justifié par le risque pris par l'investisseur. La production d'une éolienne est en effet difficile à prévoir du fait des aléas météorologiques et de la connaissance préalable souvent insuffisante de l'exposition du site choisi. La procédure de l'appel d'offres paraît adaptée, par ailleurs, à la spécificité des investissements offshore, dont les coûts peuvent varier sensiblement selon les sites. Les nouvelles zones de développement éolien La loi du 10 février 2000 avait limité aux installations éoliennes de 12 MW au plus, le soutien par le tarif de rachat. Tout en conservant cette disposition pour les deux ans suivant son adoption, la loi de programme du 13 juillet 2005 fixant les orientations de la politique énergétique, a subordonné l'octroi de ce soutien aux installations construites dans des zones de développement éolien. L'objectif est en effet d'ordonner l'essor de l'éolien en France, tout en le favorisant. Les zones de développement de l'éolien, proposées par les communes intéressées, sont définies par le préfet du département correspondant, en fonction de leur potentiel éolien et de leurs caractéristiques géographiques166. Cette nouvelle approche permettra d'améliorer la répartition des implantations par rapport aux paysages et au réseau électrique et de bénéficier ainsi d'économies d'échelle. Des contraintes de gestion croissantes à anticiper L'intermittence est une caractéristique intrinsèque de l'énergie éolienne, qui induit des contraintes de gestion non négligeables. Dans un pays comme la France, dotée de régimes de vents qui peuvent éventuellement se compenser, la puissance garantie est comprise entre 10 et 20% de la puissance installée. La prévision à 24h des conditions de vent est relativement fiable. Mais les prévisions de l'heure de déclenchement et d'arrêt du vent sont très déficientes, ainsi que celle de son intensité réelle. En tout état de cause, la production éolienne peut, en France, se substituer, lorsqu'elle est effective, à des échanges extérieurs et à la production des centrales thermiques mais nécessiter, lorsqu'elle est déficiente, l'entrée en service d'autres moyens de production. D'où la nécessité d'une gestion fine du réseau, qui oblige à prévoir des moyens de production de substitution ou de stockage de l'électricité produite, par exemple le pompage. En termes de lutte contre l'effet de serre, l'impact de l'éolien peut être inférieur aux attentes, si des moyens de production de substitution doivent être installés167. Le développement de l'éolien entraîne, par ailleurs, des coûts de gestion de réseau. Le coût de l'intermittence est évalué à 2-4 €/MWh par EDF168, à rajouter au prix de revient réel de l'éolien. Si la puissance éolienne installée devait atteindre 7 000 kW en France, il faudrait alors renforcer le réseau de transport de l'électricité. Non seulement le surcoût d'environ les deux tiers du MWh éolien par rapport au MWh nucléaire est supporté par le consommateur, mais celui-ci devra aussi prendre en charge les coûts correspondants. Insuffisantes aujourd'hui, la vérité et la transparence des coûts de l'éolien devront progresser dans les années à venir, afin de permettre des choix rationnels de politique énergétique. FUSION La fusion contrôlée représente un défi technique à long terme gigantesque. Dupliquer le fonctionnement du Soleil dans des machines bien terrestres, tel est, en effet, l'objectif scientifique. La fusion est également un programme d'une ambition économique considérable, puisque son but est d'approvisionner l'humanité en une énergie non polluante et abondante à l'infini. À court terme, l'implantation d'ITER à Cadarache, obtenue par la France en juin 2005, générera des retombées économiques très importantes pour la région Provence-Côte d'Azur-Alpes du Sud. Un défi majeur, qui nécessite des investissements massifs La fusion thermonucléaire dans le Soleil et les autres étoiles Au sein du Soleil, la température atteint environ 300 millions °C et les réactions de fusion génèrent une énergie rayonnée de 1014 milliards kW. Ce processus se produit depuis 5 milliards d'années. Il se produira encore pendant 5 milliards d'années, selon les calculs des astrophysiciens. L'extraordinaire libération d'énergie que permettent les réactions de fusion explique que la recherche scientifique ait pour but la maîtrise de ses mécanismes. Les réacteurs nucléaires des centrales électriques mettent en œuvre des réactions de fission, c'est-à-dire la rupture de noyaux lourds d'éléments comme l'uranium. Au contraire, la réaction de fusion correspond à la synthèse de noyaux légers, à partir de noyaux de départ eux-mêmes légers. Dans les deux cas de la fission et de la fusion, il se produit une perte de masse transformée en énergie, selon la célèbre équation d'Einstein E=mc². La perte de masse et donc l'énergie dégagée sont encore plus importantes pour la fusion que pour la fission. Les isotopes de l'hydrogène constituent les combustibles de base des réactions de fusion contrôlée, en premier lieu le deutérium dont le noyau comprend un proton et un neutron, et le tritium dont le noyau possède un proton et deux neutrons. Présent dans l'eau de mer, le deutérium est disponible en grandes quantités dans le monde. Le tritium se prépare soit dans des réacteurs à fission, soit dans le réacteur à fusion lui-même, en y disposant du lithium comme matériau de couverture. Le lithium est pour sa part abondant sur terre et présent dans des quantités infinies dans la mer. L'approvisionnement en combustibles pour la fusion thermonucléaire ne poserait donc aucun problème. Des conditions expérimentales extrêmes Au contraire des réactions chimiques traditionnelles qui impliquent les cortèges électroniques périphériques des atomes, la réaction de fusion nucléaire met en jeu des noyaux. Pour y parvenir, il faut, en premier lieu, dépouiller les atomes de leur enveloppe d'électrons, et, en second lieu, vaincre les forces énormes de répulsion électrique qui s'opposent au rapprochement nécessaire des deux noyaux. Ces deux opérations sont réalisées par la constitution d'un plasma169 à des températures de plusieurs dizaines de millions de degrés et à des pressions très élevées. Au demeurant, la fusion contrôlée, si elle était mise au point, présenterait des avantages par rapport à la fission nucléaire. Des limites inhérentes au processus physique empêchent toute variation brutale de puissance et toute perte de contrôle du plasma. En outre, les déchets radioactifs générés par un réacteur de fusion se limitent à des quantités réduites de tritium. La période de demi-vie de cet élément et son impact radiologique étant faibles, il suffit de stocker les rejets pendant une dizaine d'années pour les rendre inoffensifs. Les matériaux radioactifs du réacteur récupérés lors de son démantèlement, c'est-à-dire les matériaux activés par les neutrons, nécessitent toutefois un traitement particulier. Les accidents les plus graves pouvant survenir sur un réacteur de fusion, correspondent à une perte d'étanchéité des installations. Les quantités de deutérium et de tritium utilisées dans un réacteur de fusion étant très limitées, leur impact radioactif serait faible. Sur le papier, la fusion contrôlée présente donc un grand intérêt. Des machines d'étude de plus en plus puissantes Les recherches sur la fusion contrôlée empruntent deux voies, celles des lasers et celles de tokamaks. Les lasers de puissance Le procédé recourant à des lasers de puissance, technique baptisée « confinement inertiel », consiste à placer une petite bille de mélange de deutérium et de tritium au point de convergence d'un ensemble de faisceaux laser. Pour obtenir des puissances très élevées, on utilise des lasers à impulsion qui délivrent des faisceaux de lumière cohérente de très courte durée - environ un milliardième de seconde. La matière au centre des faisceaux est alors confinée et soumise à une augmentation de pression et de températures énormes, susceptibles de déclencher la réaction de fusion. La fusion par confinement inertiel fait l'objet de nombreuses recherches, en particulier aux États-Unis, au laboratoire de Lawrence Livermore, l'un des grands laboratoires nationaux du pays. Les États-Unis viennent de lancer une nouvelle étape avec la construction du NIF (National Ignition Facility), tandis que la France disposera enfin de possibilités techniques du meilleur niveau avec le laser MegaJoule en cours de construction par le CEA près de Bordeaux170. Cependant, cette voie de recherche laisse pour l'instant sans réponse de nombreuses questions. Comment passer à une fusion continue dans la mesure où l'on procède pour l'instant par impulsions de très courte durée ? Comment récupérer l'énergie dégagée en quantités probablement très faibles, pour ensuite produire de l'électricité ? Les tokamaks Inventés par les chercheurs soviétiques, les tokamaks sont des machines complexes de grandes dimensions dont le réacteur proprement dit a la forme d'un tore, c'est-à-dire la forme d'une chambre à air171. Présent à raison d'un volume de plusieurs mètres cube dans les plus grands des tokamaks, le mélange deutérium-tritium est soumis à un champ magnétique très puissant qui le comprime, le fait flotter dans l'anneau et dépouille les atomes de leurs électrons. Au surplus, le champ magnétique induit un courant électrique dans le plasma qui contribue à porter sa température à des millions de degrés. Avec Tore Supra en service depuis 1988 à Cadarache près d'Aix-en-Provence, la France possède l'un des tokamaks les plus performants du monde, qui a permis d'obtenir des plasmas de 20 m3 pendant des durées de deux minutes. Ainsi, Tore Supra a obtenu les meilleures performances en termes de durée. Pour aller plus loin dans la maîtrise de la réalisation de plasmas de grand volume, les Etats membres de l'Union européenne ont réuni leurs efforts pour construire le JET (Joint European Torus), dont la construction a débuté en 1977 et dont la mise en service est intervenue en 1983. Le JET, implanté à Culham près d'Oxford en Angleterre, a enregistré plusieurs succès de grande portée. En 1997, il a en effet décroché le record mondial de la puissance de fusion avec un niveau de 16 MW, soit 64% de la puissance fournie pour un plasma de près de 100 m3. Le JET détient ainsi les records de puissance. Il reste à se rapprocher de la barre fatidique des 100 %, c'est-à-dire l'état d'ignition, où, après avoir fourni l'énergie de départ, la réaction s'auto-entretient sans apport extérieur. C'est l'objectif du projet ITER (International Thermonuclear Experimental Reactor), qui tentera d'avoir les meilleures performances en durée et en puissance172. ITER, une étape pour un prototype industriel vers 2060 Une coopération internationale indispensable pour ITER, projet de grande ampleur La recherche sur la fusion repose sur la construction de machines de plus en plus puissantes. Au plan qualitatif, les problèmes technologiques posés sont d'une difficulté inouïe. Ainsi, par exemple, seuls des aimants à supraconducteurs conviennent pour produire des champs magnétiques très élevés, or ceux-ci nécessitent des températures de fonctionnement très basses. Simultanément, la température atteinte par les plasmas est de plusieurs dizaines de millions de degrés. Pour compliquer les choses, les flux de neutrons sont très importants dans un tokamak. Pour franchir une étape supplémentaire dans l'étude de la fusion, le projet ITER a été proposé au monde lors du sommet réunissant les présidents Reagan et Gorbatchev en 1985. La coopération internationale s'est par la suite étendue au Japon et à l'Union européenne. La première version d'ITER avait un coût de 6 milliards de dollars, selon les premiers travaux de conception et d'ingénierie qui ont au demeurant duré près de six ans. Ce coût est rapidement apparu démesuré. Pour obtenir la participation du plus grand nombre possible de pays173, une nouvelle version d'ITER, moins coûteuse a été définie. Au final, le projet ITER rassemble aujourd'hui l'Union européenne, la Russie, le Japon, les États-Unis, la Corée du Sud et la Chine. Un réacteur pour démontrer la faisabilité de la fusion contrôlée ITER a pour objet la démonstration scientifique et technologique de la faisabilité de la fusion contrôlée. Les recherches devront parvenir à la création d'un plasma de grand volume, au déclenchement d'une réaction de fusion et à son entretien avec un apport minimal d'énergie extérieure. D'un diamètre de 12 mètres, ITER contiendra un volume de plasma de 840 m3 chauffé à cent millions de degrés et devrait parvenir à une puissance de fusion de 500 MW pendant plus de 300 secondes, avec une puissance dégagée par la réaction de fusion dix fois supérieure à la puissance extérieure fournie à la machine. Selon le calendrier prévu, la construction d'ITER devrait prendre 10 ans et s'achever vers 2015. Un prototype industriel de fusion contrôlée vers 2060 Dans l'hypothèse d'un succès d'ITER, il restera toutefois à faire la preuve que cette technologie pourra produire de l'électricité sur une large échelle. D'ores et déjà, les concepteurs d'ITER prévoient la construction d'une nouvelle machine à finalité industrielle, intitulée DEMO, dont la conception et l'ingénierie devraient prendre dix ans. On escompte qu'il faudra alors dix années de fonctionnement et d'expérience de DEMO pour en tirer toutes les leçons. La communauté scientifique estime que les connaissances nécessaires seront acquises en 2040. Il faudra alors dix années de plus pour concevoir et construire le prototype d'un réacteur commercial de fusion contrôlée. Dès lors, en faisant l'hypothèse que les étapes d'ITER et de DEMO soient un succès et que le retard cumulé ne dépasse pas 10 années, l'entrée en service commercial d'un premier prototype industriel s'effectuerait vers 2060. Le déploiement éventuel des réacteurs commerciaux de fusion pourrait alors intervenir vers 2080. Des retombées technologiques et économiques immédiates ITER constitue un très grand équipement scientifique mobilisant des investissements considérables, et comme tel, nécessitant une coopération internationale pour les financer. Malgré le cofinancement qui réduit la charge pour chacun des participants, des critiques sont régulièrement émises vis-à-vis des très grands équipements scientifiques, suspectés de monopoliser les crédits de la recherche, au détriment des autres disciplines. Selon la classification retenue par l'Office parlementaire d'évaluation des choix scientifiques et technologiques174, ITER est un très grand équipement (TGE) de grand programme d'utilité socio-économique, très différent dans sa finalité des TGE de percée thématique175 ou des TGE d'infrastructure176. Si son coût important se justifie par l'importance de l'objectif - produire une énergie inépuisable sans CO2 -, son implantation en France, à Cadarache, se justifie aussi par ses retombées technologiques, industrielles et économiques prévisibles. La charge d'ITER pour le financement de la recherche Le coût de construction d'ITER était évalué, début 2005 lors de la négociation pour le choix de son lieu d'implantation, à 4,7 milliards € pour sa construction sur 10 ans et à 4,8 milliards € pour son exploitation sur 20 ans. Il est courant que les coûts prévisionnels dérapent pour ce type de très grand équipement. Nonobstant, l'Union européenne assurera 40% du financement de la construction et de l'exploitation. D'un montant de 10% du total, la contribution de la France sera d'un milliard €, prise en charge à parité par l'Etat et par les collectivités territoriales de la région Provence-Alpes du Sud-Côte d'Azur177. Les autres partenaires assumeront à parité le financement des 50% restants178. Des retombées économiques immédiates La France bénéficie déjà des retombées de très grands équipements scientifiques (TGE) construits en coopération internationale. Déjà nombreux dans l'Hexagone, les plus importants au plan des investissements consentis sont l'Institut Laue-Langevin (ILL) à Grenoble (physique des neutrons), l'ESRF (European Synchrotron Radiation Facility) à Grenoble également, et le CERN179. La direction de l'ESRF, le grand synchrotron européen de Grenoble, évalue à 30 à 40 % la part de son budget global annuel de 420 millions de francs qui est réinjectée dans l'économie, du fait des commandes de matériels ou de prestation de services et des salaires des personnels. Par ailleurs, sur la base de l'expérience acquise avec l'ILL et l'ESRF, on estime qu'un emploi dans un grand équipement génère la création d'un autre emploi dans un laboratoire du site. En prenant en compte la totalité des effets induits et des achats effectués, le nombre d'emplois générés par le CERN est compris entre 8 770 et 12 700 emplois, qui s'ajoutent aux 7 180 personnes directement liées au CERN180. L'impact des TGE sur leur région d'accueil est donc une réalité mesurable et fondamentale. Cet impact positif a évidemment été à la base de la décision du Conseil général de l'Essonne et de la Région Ile-de-France de contribuer ensemble à hauteur d'environ 200 millions €, au financement du synchrotron SOLEIL en cours de construction sur le plateau de Saclay. | 
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