Quelles énergies pour demain: La place des énergies renouvelables

1. DESS « Qualité des services énergétiques » 02-03 Quelles énergies pour demain: La place des énergies renouvelables Bernard CHABOT Expert Senior • ADEME • 500 route des lucioles - 06560 Valbonne - France • E-mail: bernard.chabot@ademe.fr

2. Energie et développement durable : les enjeux • Préserver des ressources fossiles pour des usages futurs plus intelligents (ex: carbochimie…) • Réduire les risques géopolitiques d’accès aux réserves d’énergies fossiles à faible coût • Réduire les émissions de gaz à effet de serre / polluants • Réduire la production de déchets radioactifs, le risque de prolifération et d’accidents majeurs • Participer à la réduction des déséquilibres Nord/Sud: • Réduction consommations unitaires au Nord (tep/PIB, hab) • Accès aux sources modernes d’énergie au Sud • Utilisation efficace et propre des ressources énergétiques fossiles • Développement des ressources locales renouvelables • Accès aux services énergétiques modernes (ERD, péri-urbain)

3. Le besoin d’une croissance des services énergétiques • L’accés aux services énergétiques modernes est trop limité

4. La nécessaire réduction des inégalités mondiales • Une “autre croissance économique forte et soutenable” est nécessaire pour réduire les inégalités de développement • La meilleure répartition et la productivité des services énergétiques devra jouer un rôle clef dans le développement économique et social des pays en développement

5. La démarche complète de maîtrise de l'énergie • Une démarche gagnante en trois étapes • Sobriété énergétique • Priorité aux services énergétiques indispensables • Pas de moyens publics pour les services superflus, limitation des incitations à leur consommation effrénée • Efficacité énergétique • Choix appareils et procédés efficaces • Diffusion accélérée • Recours aux SEP compatibles avec le développ. durable • Ressources inépuisables: ER versus fossiles et minières • Pas d'émissions de Gaz à effet de serre: ER versus fossiles • Applicables en PED, pas d'utilisation duale, pas de déchets à longue durée de vie, pas de risques majeurs: ER versus nucléaire • Applicable dans tous les secteurs économiques, en PI et PED, à tous niveaux: citoyen, CL&T, Etats, Org Int.

6. Monde 1973 (a) 1996 (a) 2020 (a) 2100 val.2100 / val.1996 CO2 (Gt/an) 16,2 22,6 37,8 5,7 (c) 0.25 = 1/4 BTEP (Gtep/an) 6,19 9,45 15,00 19 (b) 2 PNB (GUS$90 PPP) 15 000 30 941 0 247 500 (c) 8 N : population (milliard) 3,6 5,624 6,8 11,25 (b) 2 CO2/BTEP (t/tep) 2,62 2,394 2,52 0,30 0.124 = 1 / 8 BTEP/PIB (kep/k$90 PPP) 0,41 0,305 0,23 0,08 0.25 = 1/4 PNB/N ($90 PPP/habitant) 4 170 5 500 9 560 22 000 4 La décarbonisation du secteur énergétique • Identité de KAYA appliquée sur le L&TLT: • après sobriété et efficacité énergétique, nécessité de diviser au moins d ’un facteur 8 le contenu carbone de l ’énergie primaire en 3 générations (renouvelables, nucléaire)

7. Les technologies “zéro émissions de CO2”: et le gagnant est… • XXeme siècle: et le gagnant fut “les renouvelables" • XXIeme siècle : un bien meilleur départ pour les ER ! • Est le gagnant sera ??? • Ce qui est certain: le refrain “les énergies renouvelables ne sont et ne seront pas à la hauteur du problème" est basé sur un manque évident de connaissances et d’objectivité

8. Les ER: une palette d’applications • Par sources: solaire direct, cycles carbone, eau, vent, géothermie, marées • Par services finaux: • Chaleur: basse, moyenne et haute température • Electricité : production centralisée et/ou décentralisée, cogénération • Biocarburants, biogaz (biomatériaux) • Par secteurs économiques: industrie, habitat/tertiaire, transports, agriculture • Par types d’acteurs: • Particuliers, familles • Collectivités locales et territoriales • Producteurs, compagnies d’électricité, ESCOs • Décideurs et consommateurs locaux, nationaux, européens, internationaux • Par types d’activités: commerce et industrie, innovation, R&D

9. La place des ER dans les BTEP mondiaux • Conso énergies pr. commerciales : 7,58 Gtep (Enerdata 96) • 89% par énergies fossiles: • 40 % pétrole • 27 % charbon • 22 % gaz naturel • Non fossiles: • 1er: Hydroélectricité : 2500 TWh/an = 215 Mtep • 2eme: Nucléaire : 2300 TWh/an = 506 Mtep (Pb injusticeéquivalences !) • 3eme : Autres SER: biomasse, géothermie, solaire,éolien • Consommations non commerciales: • Biomasse: 750 à 1500 Mtep ! • Pose problèmes environnementaux et pb crise du bois de feu • Evolutions SER: • Accroissement rapide Mtep sources modernes SER, mais % lent • Réduction conso sauvage biomasse souhaitable • % global stable sur C et MT

10. L ’électricité par ER dans le monde (d ’après statistiques OBSERVER, 2000)

11. Perspectives ER dans l ’UE15: le « Livre blanc » • Objectif 2010: passage de 6 à 12 % des BTEP

12. Perspectives électricité par ER dans l ’UE15 • 2010: 22% (versus 12% en 95) • Hydro: saturée • Biomasse: • Mobilisation? • Délais ? • Eolien: • 40 GW • EWEA:passage de 40 à 60 GW • PV: 500 MW(enjeu industriel)

13. La contribution des ER en France • Biomasse: 10.4 Mtep dont: • Bois et déchets de bois : 9,2 Mtep/an • Composants de carburants 0,261 Mtep/an • Biogaz: 0,06 Mtep/an • Géothermie: 0,116 Mtep (160 000 equiv. logements). • Sol. Thermique: 400 000 m2 (environ 17 ktep ?) • Hydroélectricité: 66.58 TWh/an dont 10% PHE (dont 4 à 5 TWh/an producteurs autonomes sur 7 PHE) • Eolien: 147 MW fin 2001 • PV: environ 10 MW (dont 0,5 MW reliés au réseau)

14. La contribution des ER en France

15. Le développement de la cogénération en France • Hist. MWe/an 91-98: Source : Expertgaz Cogénération; • Parc fin 1999: 3.2 GWe • Potentiel mobilisable France: > 10 Gwe (ADEME/CEREN/ERDYN 96, hors petit tert. & resid.) • Prévoir la place de la cogen à partir de biomasse !

16. Le potentiel de PDE en France

17. Une décision fondamentale: la directive eSER • 22.1 % de la conso d'élec UE15 en 2010 doit provenir de SER (au lieu de 14 % en 1997) • Objectifs nationaux: indicatifs, à confirmer par EM avant 10/2002 • France: 15% => 21% • Chaque EM peut choisir sa politique pour atteindre son objectif national • En 10/2004 si objectif 22 % non en vue la CE peut rendre les objectifs nationaux "obligatoires sous la forme appropriée"

18. La directive ER de l ’UE • Adoptée en septembre 2001 (objectifs non contraignants) • Objectif UE: passer de 15 à 22% de la consommation d’électricité en UE15 (y compris grande hydroélec.) d’ici 2010 • Si UE constate dérive, possibilité objectifs + contraignants • Dans les 4 ans UE peut recommander polit. les plus efficaces • Etat des réflexions ADEME en 9/2001:

19. Les points clés de l'application de la directive ER • Rapport national sur objectifs indicatifs à 10 ans (A3.2) • A publier avant 26/10/2002 (+1 an), puis en 2007 (+ 5 ans) • Doit "prendre en compte" les valeurs indicatives (F: 21 % de la consommation d'électricité en 2010) • Doit décrire les mesures adoptées ou envisagées pour obtenir ces objectifs • Implique pour la France: • Mise en conformité et adoption de la PPI • Planification par filières et applications • Début planification territoriale • Finaliser tous arrêtés tarifaires (PV, cogénération biomasse, géothermie)

20. Les points clés de l'application de la directive (2) • Rapport sur la réalisation des objectifs nationaux et sur l'adéquation des mesures prises (A3.3): • A publier avant 26/10/2003 (+2 ans), puis tous les 2 ans (2005, 2007, 2009) • Doit intégrer système de correction des variations des données climatiques • Doit démontrer la fiabilité et la précision du système de certification d'origine des kWh ex ER • Certification de l'origine des kWh ex ER (A 5.1) • Publication rapport national avant 26/10/2003 (+2 ans) • Indépendant des éventuels systèmes de valorisation ("ventes de certificats verts")

21. Les points clés de l'application de la directive (3) • Rapport national sur l'évaluation des procédures et de l'accès au réseau (A6.2 et A7.7) • A publier avant 26/10/2003 (+ 2 ans) • Implication ADEME: • Animation et conseil pour simplification et accélération des procédures d'autorisation des projets • Concertation avec RTE/EDF/Professionnels pour procédures d'accès au réseau et répartition des surcoûts (extensions) et procédures d'appel et d'arbitrage • Initiatives et participation pour proposition d'un cadre législatif adapté ("Loi ER", cf "EEG" en Allemagne)

22. Les points clés de l'application de la directive (4) • Promotion du système français : régulation intelligente par les prix ("advanced tariffs systems") versus régulation par quantités en vue prise en compte CE dans: • Rapport au PE + CE avant 10/2004 sur validité des objectifs nationaux et réalisations et propositions "d'objectifs obligatoires" • Rapport avant 10/2004 sur les mesures nationales et leur efficacité/coût et proposition de cadre communautaire unifié pour le soutien à eSER (période transitoire mini de 7 ans => 2012/13) • Premier rapport de synthèse de la CE au 31/12/2005 sur objectifs, réalisation, mesures et propositions d'amélioration

23. Les acteurs locaux et les ER • Energies décentralisées sur les territoires • Au niveau des gisements • Dans les processus de décisions • Au niveau des utilisateurs • Rôles des collectivités locales et territoriales: • Consommateur d’énergies renouvelables: • Achats physiques: électricité, chaleur, biocarburants… • (Achats de certificats verts) • Promoteurs auprès des consommateurs et usagers: • Conseils, expertise • Exemplarité • Réglementation et incitations: ex. de Barcelone, subventions CESI en Savoie • Aménageur/planification: ex adaptation PLU pour zones éoliennes, biomasse… • Producteurs / investisseurs • Investissement directs ou via SEMs • Pour consommation propre ou revente (ex: tarifs éoliens)

24. Implication des acteurs locaux: ex. de l’éolien • Filière en très fort développement • Nécessité de réussite pour tenir objectifs de la directive • Passe nécessairement par: • Planification territoriale (< 12 MW: cantons, régions, national (>12MW : appels d’offres CRE, notamment pour l’offshore) • Adhésion des acteurs locaux: • Pour éviter syndrome « NIMBY » • Pour réussite enquêtes publiques, permis de construire • Implication des acteurs locaux (investisseurs) : • Maîtrise du foncier (agriculteurs, collectivités locales) • Valorisation épargne locale (coopératives) • Retombées économiques et création d’emplois

25. Energie éolienne et environnement • Externalités très réduites (ExtErne : < 1,5 cFk/Wh) • Dette énergétique parcs remboursée en qq mois (< 6) • Pas d'émission de gaz à effet de serre, de SOx, et Nox • Pas d'émissions et de déchets radioactifs • Calcul préliminaire: 10 MW, 20 GWh/an sur 20 ans évitent • 16 m3 de déchets (prin. courte durée de vie : 300 ans, 40 ml/MWh) • 1,2 t de déchets de haute activité (n10E3 à n10E6 ans, 3g/MWhe) • Démantèlement aisé: • Coût inférieur ou égal à revente matériaux • Remise en gazon ou cultures en quelques mois • Des impacts locaux maîtrisables, limités, réversibles • Impact visuel, sonore, faune, flore, eau, sols • ==> Règles de l'art, recommandations, normes

26. Impacts sur l'environnement local • Impact visuel: • Choix machines ("beauté fonctionnelle" et design) • Simulation pour meilleures insertions (visibilité, alignements, couleur, N rotation: 12 à 20 t/mn si d > 60 m) • Zonage: zones à privilégier et à éviter (niveau : cantons) • Impact sonore: • Réduction du bruit à la source (0 bruits méca, réduc vortex) • Distances de sécurité, logiciels de calcul, normes • Image de cas vécus: "Le bruit d'un voilier" • Impact avifaune: espèces locales, migrateurs • Disposition, zones d'évitement, hauteur libre sous pales • Etudes: mortalité négligeable, sauf erreurs grossières • Impact flore, eau, sol: • "Chantier propre" + infrastructures limitées (voies d'accès réduites, fondations enterrées, transfos dans tours, lignes enterrées…

27. Impacts sur l'environnement socio-économique • Eviter les "projets parachutés": • information, négociation, participation, partage bénéfices • Promouvoir la participation locale • Dk: 80 % éolien à terre (2,3 GW) par coops & agriculteurs • Co-investissement : ex G: 6 machines sur 35 en co-propriété de 300 familles sur les 2 km2 du parc de 52 Mwe • Eolien = 2eme revenu (ou premier à l'Ha!) des agriculteurs • Retombées pour CL: ex. Taxe Profess. en France • Retombées en emplois: • 16 000 au DK, 35 000 en G (pour 6 GW) • Retombées indirectes: ex 200 MF/an d'achat Vestas en F… • France après 20 ans de retard sur DK et 10 ans sur G: mini 10 000 à 15 000 emplois pour 10 GW d'ici 2010.

28. Les pays leaders et la France : évolution 95, 2000, 2005

29. La France: quelle place pour les acteurs locaux ? • Retard volontaire dans les années 90 • Faible visibilité et crédibilité de l’éolien • A part SEM Dunkerque, tarifs trop bas pour investisseurs locaux • Décisions tarifaires 2001: • « Tarifs intelligents » permettant : • Possibilité éolien sur « 3/4 des régions » • Développement sites > 6,5 m/s à 50 m • Visibilité (contrats de 15 ans) et rentabilité • Créent un cadre favorable à l’implication des acteurs locaux (agriculteurs, coopératives, collectivités locales) • Mais pb d’information, de compétences et de structuration de l’offre • … Et avance des investisseurs privés spécialisés (quasi totalité des 13 GW de demandes)

30. Scénario TLT par analogie éolien / hydro • Hydro: • de 2500 à 7500 TWh/an • Cumul: 542 PWh (1015 Wh) • Eolien S1: • 2 500 TWh/an en 2050 • 7 500 TWh/an en 2100 • Cumul: 296 PWh • Eolien S2: • 2 500 TWh en 2037 • >hydro (6000 TWh) en 2060 • Cumul: 542 PWh • Hydro + S1: 144 Gtep (35% éolien), 137 GtC évitées • Hydro + S2: 186 Gtep (50% éolien), 177 GtC évités

31. Comparaisons avec les autres scénarios • Court terme (2010) • Bon accord : S1 & BTMmt 1999 (BTM Consult : market trend) • Bon accord: S2 & 1999 BTMia (international agreement) & 1999 “Wind Force 10” (EWEA, fed, Greenpeace, basé sur un objectif de 10% d'élec. monde 2020 par énergie éolienne) • 2020-2035: S1 & S2 : • Plus pessimistes (ou plus réalistes ?) • Avantage S1 et S2: pas de "niveau de saturation" après 2030 (usage répartition de Weibull au lieu de Gauss pour dP/an)

32. « Nous sommes tous des acteurs locaux » : toits PV • Préfiguration symbioses: • Producteurs/consommateurs • Sobriété, efficacité, recours aux ER • ER/Bâtiments • Rendu possible par progrès: • Techniques • Economiques: • Sophia Antipolis, maison Philips TRT 1978: > 100% coût villa 06 ! • 2002, Mr tout le monde : << 20 % avant subventions • Mentalités: • Accès au réseau permis aux particuliers pour la vente du kWh • Acceptation diffusion technologie encore non compétitive pour motifs environnement, demande sociale, high tech

33. Les toits Photovoltaïques: émergence et persp. • Source: B. CHABOT, "Le développement de l'électricité photovoltaïque: des sites isolés vers la connexion aux réseaux", Universalia 2000,

34. Mix "Tarifs / subventions" : ex. toits PV • Allemagne: tarif de 3,3 F/kWh pour tranche 300 MW ("100 000 toits") d'ici 2004 • France: attente arrêté tarifaire (1 F/kWh métropole, 2 F/kWh en Corse et DOM ??) è nécessité de subventions à l'investissement (ici cas des particuliers acceptant un TRI réel de 0,5 %)

35. Conclusions • Le développement des ER est indispensable pour aller vers un développement durable • Il doit se faire dans une démarche complète de maîtrise de l’énergie • Sobriété • Efficacité • Recours aux ER • La mobilisation des acteurs locaux est souhaitable et possible et souhaitable, voire indispensable • Des politiques très volontaristes restent nécessaires et indispensables à la fois pour obtenir les objectifs et prendre date pour profiter des retombées industrielles et économiques du développement mondial des ER. Nord Sud