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Quelles énergies pour demain: La place des énergies renouvelables
Bernard CHABOTExpert Senior
ADEME500 route des lucioles - 06560 Valbonne - France
E-mail: [email protected]
DESS « Qualité des services énergétiques » 02-03
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 / polluantsRéduire la production de déchets radioactifs, le risque
de prolifération et d’accidents majeursParticiper 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
World Consumption of Selected Goods and ServicesFrom: UNDP, Human Development Report 1998
0% 20% 40% 60% 80% 100%
Global World Consumption
Cars
Phone lines
Electricity
All forms of energy
20% Poorest
60% Medium
20% Richest
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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
Ratio Between GNP per People in Industrialised and in Developing Countries
Historical data from Paul BAIROCH, 1995
2 ?
?
?
01234
56789
1800 1900 2000 2100
Year
Rat
io (
GN
P/p
)IC
/(G
NP
/p)D
C
5
La démarche complète de maîtrise de l'énergie
Une démarche gagnante en trois étapesSobriété énergétique
¶ Priorité aux services énergétiques indispensables¶ Pas de moyens publics pour les services superflus, limitation des
incitations à leur consommation effrénéeEfficacité 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 nucléaireApplicable dans tous les secteurs économiques, en PI
et PED, à tous niveaux: citoyen, CL&T, Etats, Org Int.
6
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)
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 = 1/4BTEP (Gtep/an) 6,19 9,45 15,00 19 (b) 2PNB (GUS$90 PPP) 15 000 30 941 0 247 500 (c) 8N : 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 / 8BTEP/PIB (kep/k$90 PPP) 0,41 0,305 0,23 0,08 0.25 = 1/4PNB/N ($90 PPP/habitant) 4 170 5 500 9 560 22 000 4
pNpN
PNB
PNB
BTEP
BTEP
COCO ...22
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
Conventionaltechnology Technology TWh/y 2000 GW/y 2000 Technology TWh/y 2000 GW/y 2000
Conventional PWR 2585 3 Hydropower 2709 8Advanced 1 FBR 3.8 0 Biomass 157 1Advanced 2 HTR 0 0 Geothermal 47 1Advanced 3 Acc. Driven 0 0 Wind power 27 4Advanced 4 Tokamaks 0 0 Solar 1,5 0,28"Surprise" Laser driven Fusion, Cold fusion… PV on Carbon, H2 from algae & light...
Nuclear (world, AIEA) Renewables (world, Observer)
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 températureElectricité : production centralisée et/ou décentralisée, cogénérationBiocarburants, biogaz (biomatériaux)
Par secteurs économiques: industrie, habitat/tertiaire, transports, agriculture
Par types d’acteurs:Particuliers, famillesCollectivités locales et territorialesProducteurs, compagnies d’électricité, ESCOsDécideurs et consommateurs locaux, nationaux, européens, internationaux
Par types d’activités: commerce et industrie, innovation, R&D
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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)
TWh en 1998 Hydro Eolien Géoth. Biomasse Solaire Total %
OCDE 1257 14,1 24,3 101,0 1,1 1398 49,7%CEI + PECO 278 0,0 0,0 0,1 0,0 278 9,9%RdM (PED) 1061 2,2 17,9 54,2 0,1 1135 40,4%
TOTAL 2596 16,4 42,3 155,3 1,2 2811 100%
% 92,3% 0,6% 1,5% 5,5% 0,04% 100%
Hors hydro
TWh en 1998 TWh %
OCDE 140,6 65,3%CEI + PECO 0,2 0,1%RdM (PED) 74,4 34,6%
TOTAL 215 100,0%
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Perspectives ER dans l ’UE15: le « Livre blanc »
Objectif 2010: passage de 6 à 12 % des BTEP
Objectifs d'accroissement des énergies renouvelables dans l'UE15 de 1995 à 2010 (Mtep)
74,31182,91
0 50 100 150 200
Chaleur
Transports
Electricité
Total
2010
1995
12
Perspectives électricité par ER dans l ’UE15
2010: 22% (versus 12% en 95)
Hydro: saturéeBiomasse:
Mobilisation?Délais ?
Eolien: 40 GWEWEA:passage
de 40 à 60 GWPV: 500 MW
(enjeu industriel)
Objectifs d'augmentation d'électricité ex-ER (TWh/an)
0 200 400 600 800
Grande hydro
Petite hydro
Géothermie
Biomasse(s)
Eolien
Photovoltaïque
Sous total
TWh 2010
TWh 1995
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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/anBiogaz: 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 2001PV: environ 10 MW (dont 0,5 MW reliés au réseau)
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La contribution des ER en France
Source: Observatoire de l'énergie, Electricité Thermique"ER en France 1970-2000", 9/01 GWh ktep KtepHydraulique 66 580 14 781Eolien 31 7Solaire 2 0 17Géothermie 0 0 117Déchets urbains solides 1 140 253 607Bois et déchets de bois 1 500 333 9 259Résidus de récolte hors bagasse 0 0 77Biogaz 122 27 62Biocarburants 0 261SOUS TOTAL 69 375 15 401 10 400TOTAL général (0,222 ktep/Gwhe) 25 801 Ktep
La contribution des énergies renouvelables en France en 1998 (définitif)
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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 !
Développement de la cogénération (cumul 91-2000 : 4,2 Gwe)Source: Gaz de France - Expertgaz
0
200
400
600
800
1 000
1 200
1 400
1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001(est)
Mw
e d
écid
és
par
an
Tertiaire Rés. De Chal. Industrie
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Le potentiel de PDE en France
France : potentiel de PDE et production totale d'électricitéSource: Explicit 9/2000 pour Commissarait au Plan
79118 144
180216
259303
85 102 119 136 156 181 204
677
461479
408
0
100
200
300
400
500
600
700
2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050
TW
He/
an
PDE S2-H Total S2-H
PDE S3-B Total S3-B
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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"
Share of Power from RE in 1997 and 2010 (% )
4
2
5
4
15
16
9
20
49
70
14
9
10
13
13
21
25
29
29
60
78
22
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90
Netherlands
United Kingdom
Germany
Ireland
France
Italy
Denmark
Spain
Sweden
Austria
EU 15
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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:
ER France 2010 Contribution suppl. Nh ref Pref Nh bas Phaut(21% dir. SER 2001) TWh/an % h/an à Pref GW h/an à Phaut GW
Eolien 29 72,5% 2 600 11,154 2 200 13,182Biomasse 5,9 14,8% 5 000 1,180 4 000 1,475
PHE 4 10,0% 4 000 1,000 3 600 1,111Géothermie 0,8 2,0% 7 000 0,114 6 000 0,133
Photovoltaïque 0,3 0,8% 1 200 0,250 1 000 0,300
TOTAL suppl. ER 40 100,0% 13,7 16,2
Contribution actuelle 66,6 (Avec grande hydroélectricité)TOTAL ER 2010 106,6 = 21% * (532 conso. nette tend. - 31 TWh MDE - Part DOM)
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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 climatiquesDoit démontrer la fiabilité et la précision du système de
certification d'origine des kWh ex ERCertification 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")
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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
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Les acteurs locaux et les ER
Energies décentralisées sur les territoiresAu niveau des gisementsDans les processus de décisionsAu 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)
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Implication des acteurs locaux: ex. de l’éolien
Filière en très fort développementNécessité de réussite pour tenir objectifs de la directivePasse 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 construireImplication des acteurs locaux (investisseurs) :
¶ Maîtrise du foncier (agriculteurs, collectivités locales)
¶ Valorisation épargne locale (coopératives)
¶ Retombées économiques et création d’emplois
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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 NoxPas 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 matériauxRemise en gazon ou cultures en quelques mois
Des impacts locaux maîtrisables, limités, réversiblesImpact visuel, sonore, faune, flore, eau, sols==> Règles de l'art, recommandations, normes
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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, normesImage de cas vécus: "Le bruit d'un voilier"
Impact avifaune: espèces locales, migrateursDisposition, zones d'évitement, hauteur libre sous palesEtudes: mortalité négligeable, sauf erreurs grossières
Impact flore, eau, sol:"Chantier propre" + infrastructures limitées (voies d'accès réduites, fondations
enterrées, transfos dans tours, lignes enterrées…
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Impacts sur l'environnement socio-économique
Eviter les "projets parachutés": information, négociation, participation, partage bénéfices
Promouvoir la participation localeDk: 80 % éolien à terre (2,3 GW) par coops & agriculteursCo-investissement : ex G: 6 machines sur 35 en co-
propriété de 300 familles sur les 2 km2 du parc de 52 MweEolien = 2eme revenu (ou premier à l'Ha!) des agriculteurs
Retombées pour CL: ex. Taxe Profess. en FranceRetombées 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
Les dix pays leaders en 2000 et la France (MW installés)Source: BTM Consult, 4/2001
1995 2000 2005
0 5000 10000 15000
France
Grèce
Chine
Italie
Royaume Uni
Pays Bas
Inde
Danemark
USA
Espagne
Allemagne
29
La France: quelle place pour les acteurs locaux ?
Retard volontaire dans les années 90Faible visibilité et crédibilité de l’éolienA part SEM Dunkerque, tarifs trop bas pour investisseurs
locauxDécisions 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/anCumul: 542 PWh (1015 Wh)
Eolien S1:2 500 TWh/an en 20507 500 TWh/an en 2100Cumul: 296 PWh
Eolien S2:2 500 TWh en 2037 >hydro (6000 TWh) en 2060Cumul: 542 PWh
Hydro + S1: 144 Gtep (35% éolien), 137 GtC évitées
Hydro + S2: 186 Gtep (50% éolien), 177 GtC évités
Yearly Energy Output (TWh/year)
Hydro
S2
S1
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
0 20 40 60 80 100Year after 2000
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)
Operating Power (GW)
S2
S1
BTMmt
BTMia
Wind Force 10
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
0 5 10 15 20 25 30 35Year after 2000
32
« Nous sommes tous des acteurs locaux » : toits PV
Préfiguration symbioses:Producteurs/consommateursSobriété, efficacité, recours aux ERER/Bâtiments
Rendu possible par progrès:TechniquesEconomiques:
¶ Sophia Antipolis, maison Philips TRT 1978: > 100% coût villa 06 !
¶ 2002, Mr tout le monde : << 20 % avant subventionsMentalités:
¶ 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,
Evolution récente des principaux parcs photovoltaïques reliés au réseau (total: 272 MWc,
soit 26% du parc mondial en 1999)
0,7
0,9
2,1
2,1
2,3
5,3
7,6
0,3
148
58
33
11
0 50 100 150 200
France
Royaume uni
Danemark
Espagne
Australie
Autriche
Pays-Bas
Italie
Suisse
USA
Allemagne
Japon
1999
1998
1997
Japon: historique et objectifs des coûts moyens des toits PV et du parc installé (Source: NEDO)
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
70000
1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025
Années
Eu
ros
par
toi
t d
e 3
kW
c
0
5000
10000
15000
20000
25000
Par
c (M
Wc)
Coût Cumul MWc
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 ??) nécessité de subventions à l'investissement (ici cas des particuliers acceptant un TRI réel de 0,5 %)
Toits PV Cas MétropoleVariante Centre (3,8)
Ei kWh/an.m2 1 400Kp 0,70Nh h/an 980
t % 0,50n ans 20
Ka 0,05267Pc kWc 2,00
Iu=I/Pc F/Wc 50,0I F 100 000
Kem=Dem/I % 1,50CGA F/kWh 3,45
Toits PV - Mix tarifs/subventions
0102030405060708090
100
0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0
Tarif de vente (F/kWh)
Tau
x de
sub
vent
ion
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’énergieSobriétéEfficacitéRecours 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
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