Transition énergétique
Efficacité énergétique
INSTABILITÉ DE LA PRODUCTION ÉOLIENNE
L'instabilité extrême de la production électrique des éoliennes nécessite des modes de production de substitution, lorsque le vent est insuffisant, et qu'il y a une demande d'électricité à couvrir ; ces modes de production sont pour l'essentiel du thermique "à feu", gaz ou même charbon (importés...), à cause de la souplesse de leur mise en service. Mais cela correspond forcément du gaz à effet de serre en plus, comme en Allemagne où on l'a constaté depuis la mise en service massive de l'éolien (40% de GES (gaz à effet de serre) par habitant de plus qu'en France).
Au sujet de la substitution au nucléaire : le nucléaire, est une forme de production massive et continue de courant électrique (85% de notre production totale). Une tranche nucléaire (il y en a plusieurs dans une centrale) a une puissance installée de 900 à 1200 MW, contre 3 MW pour une éolienne du type prévu à Taillard, parmi les plus puissantes à ce jour. Une centrale nucléaire tourne en moyenne entre 80 et 90% du temps total, c'est-
LE MARCHÉ SPOT DE L'ÉLECTRICITÉ
L’électricité d’origine éolienne et l’électricité d’origine photovoltaïque sont prioritaires sur le réseau, c’est à dire qu'elles doivent, de par la loi, être "injectées" sur les lignes électriques, que cela corresponde à un besoin des consommateurs ou pas. EDF est donc obligée, si pour un laps de temps donné la production est supérieure à la demande, de limiter sa propre production en agissant sur l'hydroélectrique de "haute chute" ou sur les centrales à gaz les plus "souples"... Dans un certain nombre de cas cela n'est pas possible, or l'électricité n'étant guère stockable, il faut l'écouler coûte que coûte, sinon cela entrainerait des surcharges impossibles à gérer (risque de disjonction partielle ou totale du réseau). On fait alors appel au marché "spot" de l'électricité, organisé avec quelques uns de nos voisins européens dans le cadre de l'EPEX SPOT, sorte de "bourse" de l'électricité. Mais sur ce marché très spécifique, si l'offre est vraiment trop forte, il arrive que les prix soient négatifs, c’est à dire que c'est le vendeur qui doit payer l'acheteur pour qu'il prenne son courant électrique ! Ainsi, par exemple, en décembre 2012, les opérateurs français ont eu un négatif de moins 50 euros par MWh, et même pour une surproduction spécifique de l'éolien allemand -
SI NOUS CONTINUONS A DEVELOPPER L'EOLIEN, NOUS AURONS DE PLUS EN PLUS D'ELECTRICITE QUI DEVRA ETRE VENDUE SUR LE MARCHE SPOT...
Ainsi EDF et les consommateurs paieront deux fois : d'abord le surcoût lié aux conditions de rachat de l'électricité éolienne, ensuite les prix négatifs pour écouler la surproduction vers nos voisins...
LE JUTEUX MARCHÉ DES " DROIT À POLLUER "
Le protocole de KYOTO et son application au niveau européen ont mis en place, depuis le début des années 2000, un système qui avait pour but d'encourager les industries à réduire les émissions de GES (gaz à effet de serre), par l'émission et la répartition de "certificats carbone" correspondants à des droits à émettre du CO2. Les industriels de l'éolien n'émettent pas de CO2, mais reçoivent néanmoins ces certificats, en fonction de l'électricité produite. Comme ils n'utilisent pas ces certificats eux-
Ce marché des certificats carbone fonctionne dans la plus grande opacité, avec de nombreux abus qui aboutissent à l'effet inverse à celui recherché, et cela dans la plupart des pays européens.
LA CATASTROPHE ANNONCÉE DES " ENERGIES VERTES"
Le rapport RTE 2014, qui est paru le 27 janvier 2015, révèle des chiffres très éloquents : la consommation brute d'électricité en France métropolitaine s'établit à 465,3 TWh, soit 6% de moins qu'en 2013. Dans le même temps, la production effective nette est de 540,6 TWh, en léger recul d'environ 2%. Cela signifie que la France continue à surproduire de l'électricité, laquelle est écoulée à l'exportation, à des prix qui sont nettement en baisse, puisque le prix moyen sur la bourse de l'électricité (hors contrats de fourniture stable) est à 34,6 euros du MWh (en baisse de 20% par rapport à 2013 !)
Deux remarques à partir de là : le MWh éolien est payé à 90 euros le MWh actuellement, la différence doit donc être alimentée par la taxe CSPE payée par les consommateurs ou en déficit des fournisseurs d'électricité (EDF, etc...). Le coût de production de l'électricité thermique classique, gaz, pétrole ou charbon est en baisse très nette vu le recul des prix de ces énergies sur le marché mondial, ce qui est lié à la fois à la baisse de la demande (températures moyennes en hausse, crise économique) et à la croissance de l'offre, surtout du fait des Etats-
Aussi, les centaines de milliards d'euros investis à l'échelle mondiale dans les installations solaires et éoliennes sont une aberration économique ! Si au moins ils permettaient de faire diminuer les émissions de GES (gaz à effet de serre)... Mais ce n'est justement pas le cas, car leur grande instabilité de production nécessite toujours des installations dites "back-
Références : Bilan RTE 2014 consultable sur internet,
Article de Michel GAY dans la revue "Energie" du 2 février 2015.
AVIS SUR LA TRANSITION ÉNERGÉTIQUE
Dans le cadre du débat parlementaire sur "la transition énergétique pour la croissance verte", l’Académie des Sciences a publié un AVIS le 6 janvier 2015, qui vient d'être repris dans les médias. Le moins que l'on puisse dire, c'est que notre élite scientifique douche singulièrement la frénésie des partisans de l'éolien et du photovoltaïque : ci-
"Le développement des énergies renouvelables intermittentes éolienne et photovoltaïque devraient se faire à un rythme prudent, en tirant profit de l'expérience acquise dans d'autres pays, en anticipant les difficultés d'insertion de ces énergies dans le réseau et de leur effet sur le système électrique dans son ensemble, et en tenant compte de la nécessité de prévoir leur compensation lorsqu'elles ne sont pas disponibles, sans que cela conduise à une augmentation des émissions de CO2 ou à des importations d'énergie électrique. Les énergies renouvelables non-
On ne saurait mieux exprimer que jusque là, on a fait fausse route dans la question des énergies renouvelables.
C'est d'ailleurs ce qui ressort des décisions prises dans des pays voisins :
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LA SÉCURITÉ ÉNERGÉTIQUE CONDAMNÉE
UNE SURCAPACITE EUROPEENNE MASSIVE DE PRODUCTION D'ELECTRICITE...
On a assisté durant l'année 2014 à une hausse de la capacité de production d'électricité en Europe, alors que la consommation est en baisse, ce qui est explicable par la crise économique d'une part, par les politiques de limitation de la consommation énergétique d'autre part, et grâce à un hiver relativement doux. La hausse de la capacité de production provient, elle pour l'essentiel, de la mise en service de nouveaux parcs éoliens et de parcs PV (photovoltaïques), dans différents pays, mais particulièrement en Allemagne et dans une certaine mesure en Espagne.
De ce fait, un grand nombre de pays européens sont en capacité d'exporter de l'électricité, la France restant pour 2014 le premier exportateur avec 65 TWh de solde net. Mais l' Allemagne et l' Espagne sont-
Or c'est bien cela qui pose problème : la production intermittente est "injectée" prioritairement sur les réseaux, qui sont interconnectés : cela signifie que de l'électricité, produite en Allemagne ou ailleurs, vient sur le réseau français, ou d'un autre pays de manière automatique, sauf à couper les interconnexions, ce qui serait dangereux pour tout le monde.
MAIS LA PRODUCTION INTERMITTENTE EST PAR DEFINITION INSTABLE, ET SANS LIEN AVEC LA CONSOMMATION...
La production allemande peut par exemple passer en une journée de 1 à 35 pour le photovoltaîque, et de 1 à 49 pour l'éolien, avec de très fortes variations saisonnières par ailleurs : grosso modo, l'éolien produit plus du printemps à l'automne qu'en hiver, alors que c'est là qu'on aurait besoin de plus de production.
Les effets de ces irrégularités de production sont multiples :
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LES RÉACTIONS DE LA COMMISSION EUROPÉENNE
Face à cette situation, la Commission a édicté de nouvelles lignes directrices qui demandent aux énergies renouvelables de s'intégrer dans le marché et de participer au coût de leur transport, et à l'horizon 2030, à supprimer le caractère contraignant, pour les Etats, de leurs objectifs en matière d'ENR.
Bois-
Forêts"France-
Hydroélectricité
LA PREMIÈRE SOURCE D'ÉLECTRICITÉ RENOUVELABLE
La filière hydroélectrique regroupe les centrales produisant de l'électricité à partir de la force de cours d'eau. Ses capacités de modulation rapide, les 7 500 milliards de litres de retenues sur le territoire national, et la dimension renouvelable et non émettrice de CO2 de son énergie, font de l'hydroélectricité un atout majeur pour le réseau électrique français. Avec 25,4 GW de puissance installée et une production de 75,7 Twh en 2013, l'hydraulique est la 2ème source de production derrière le nucléaire, et la première source d'électricité d'origine renouvelable en France.
BILAN DE LA PRODUCTION HYDROELECTRIQUE EN FRANCE
L'année 2013 a été marquée par une production à son plus haut niveau depuis 2001 avec un total de 75,7 Twh, soit 18,7% de plus qu'en 2012. Cette très forte production s'explique surtout par une très forte pluviométrie printanière, selon Météo-
DIFFERENTS TYPES D'EXPLOITATION
Un aménagement hydraulique se compose d'une prise d'eau ou d'une retenue d'eau, créée par un barrage, et d'une centrale de production électrique, les deux étant reliées par un canal ou une conduite. Les ouvrages peuvent atteindre des dimensions importantes. On peut citer le barrage de TIGNES, le plus haut de France avec 180 mètres de hauteur, et une longueur de près de 300 mètres, ou encore le barrage de SERRE-
Un aménagement hydraulique transforme l'énergie potentielle entre deux points d'un cours d'eau en énergie cinétique. Au niveau de la centrale de production, l'eau actionne une turbine qui récupère cette énergie sous forme mécanique. L'arbre de la turbine est relié à un alternateur qui produit l'électricité.
TROIS GRANDS TYPES DE CENTRALES :
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Ces centrales ne disposent pas de capacités de stockage et produisent au gré des débits des cours d'eau. Ce sont donc des ouvrages qui produisent de façon continue, et fournissent une électricité de base, comme les centrales nucléaires. On ne peut donc pas s'en servir pour suppléer aux énergies intermittentes. Il existe plus de 2 000 centrales de ce type en France, et 85 % sont des centrales de petite puissance (moins de 10 MW). L'hydraulique au fil de l'eau constitue une puissance installée d'environ 7 600 MW, et on considère que la moitié de cette puissance est garantie toute l'année. Sa production a représenté en moyenne 37 TWh par an, soit plus de la moitié de la production hydraulique totale du pays. Certains de ces ouvrages peuvent atteindre une puissance importante, comme ceux disposés sur le Rhône ou sur le Rhin, qui produisent à eux-
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Les centrales de lac ou d'éclusée disposent d'une retenue d'eau leur permettant de stoker celle-
Ces ouvrages sont essentiels pour la sécurité du réseau électrique, en concentrant leur production sur les périodes de plus forte demande. Ils sont capables de mobiliser en quelques minutes plusieurs milliers de MW sur l'ensemble du réseau, assurant ainsi l'équilibre offre/demande qui doit en permanence être maintenu. Leur rôle est donc primordial pour suppléer les insuffisances relativement peu prévisibles des renouvelables intermittents, éolien et Photovoltaïque, ils peuvent être complétés si nécessaire par du thermique à flamme...
En France, on dénombre une centaine de centrales de lac pour une puissance installée de 9 000 MW et une production annuelle d'environ 17 TWh. Les centrales d'éclusée sont au nombre de 140 pour 4 000 MW de puissance installée et 14 TWh de production annuelle moyenne.
On évoque aussi parfois pour les centrales de lac, voire d'éclusée la hauteur de chute : ainsi les hautes chutes correspondent à des dénivelés supérieur à 200 mètres, les moyennes chutes à des hauteurs comprises entre 50 et 200 mètres : cela déterminera aussi le type de turbine utilisée, par exemple les turbines dites PELTON pour les hautes chutes, FRANCIS pour les moyennes...
Le cas particulier des STEP (Stations de Transfert d'Energie par Pompage)
Ce sont des centrales de pompage – turbinage fonctionnant avec une double retenue, l'une à l'amont et l'autre à l'aval. Pendant les heures creuses (faible consommation), l'eau est pompée de la retenue inférieure vers la retenue supérieure, pour être ensuite turbinée dans le sens inverse pendant les heures de pointe (forte conso.). La France dispose d'une dizaine d'installations STEP pour une puissance totale de 4 500 MW, mobilisables en quelques minutes. La STEP de GRANDMAISON est la centrale hydroélectrique la plus puissante de France, capable à elle seule de générer 1 800 MW en 3 minutes, soit une puissance équivalente à celle de deux réacteurs nucléaires.
Les STEP peuvent donc être utilisées pour « stocker » l'électricité intermittente produite en excès, en restituant en quelque sorte cette énergie lorsque l'intermittent est défaillant.
Toutefois, les STEP ne peuvent pas être considérées comme des moyens de production d'énergie renouvelable : en effet, l'énergie nécessaire pour remonter l'eau de la retenue est prélevée sur le réseau, et dépend donc de l'ensemble du parc production électrique : et les STEP ont ainsi un rendement de l'ordre de 70 à 80 % de l'énergie initiale, le bilan est donc négatif au final !
ENERGIE FONDAMENTALE
L'HYDROELECTRICITE, ENERGIE FONDAMENTALE POUR LA STABILITE DU RESEAU , PARTICULIEREMENT RENTABLE :
L'électricité, hormis le cas spécifique des STEP, ne se stocke pas, il faut donc, à tout moment, et en temps réel, ajuster la production à la consommation. Pour ce faire, le réseau a besoin de centrales capables de moduler leur production rapidement. En plus d'être la seule énergie renouvelable dont on peut maîtriser la production électrique, l'hydroélectricité est la technologie la plus rapide à démarrer en cas de besoin, et la plus facile à moduler en temps réel, du moins pour les centrales de lac et d'éclusée.
De plus l'électricité hydraulique est la moins chère en termes de coûts de production, puisqu'elle revient à un prix que l'on peut évaluer à une fourchette de 15 à 20 euros du MWh, selon les installations. Ce faible coût s'explique par le fait que la plupart des centrales sont déjà amorties vu leur ancienneté, ainsi que par la faiblesse des coûts de maintenance. Cela en fait donc une énergie particulièrement avantageuse, à tous points de vue.
LA FILIÈRE HYDRAULIQUE EN FRANCE :
Elle fournit environ 10 500 emplois pour un Chiffre d'affaires d'environ 3 milliard d'euros (source UFE et ADEME). C'est comparable à l'éolien pour les emplois, mais avec un résultat beaucoup plus élevé en termes de C.A. ou de production électrique totale (rapport de 1 à 4,7 en faveur de l'hydraulique). Cette filière hydraulique bénéficie d'une renommée internationale et ses acteurs sont nombreux et diversifiés, avec des industriels d'amont travaillant beaucoup pour l'exportation, comme les fabricants de turbine et les fournisseurs de matériels électriques spécifiques (au total, une trentaine de grandes entreprises). En aval la filière occupe aussi des bureaux d'études et d'ingénierie, ainsi que quelques grandes entreprises de génie civil, comme Bouygues, souvent sollicitées à l'étranger.
LES EXPLOITANTS DE CENTRALES :
Le secteur est plus dispersé, entre petite hydraulique et grande. C'est le seuil de 10 MW qui marque la séparation, selon les normes européennes. Pour la petite hydraulique, il y a presque autant d'exploitants que de centrales ; c'est l'inverse pour les centrales de grande puissance, où EDF a la charge de plus de 80 % des concessions hydroélectriques, et GDF-
PERSPECTIVES FUTURES POUR LA FILIÈRE HYDRAULIQUE :
Il n'est pas rare d'entendre que l'hydraulique ne peut plus connaître de développement en France, la plupart des sites possibles étant équipés. Cela n'est pas tout à fait exact, et les services de l'Etat, en collaboration avec les principaux producteurs, ont mené en 2013 une étude sur les perspectives de développement d'une hydroélectricité durable. Ce travail a permis de disposer d'une « vision partagée » sur le potentiel hydroélectrique français, au sens « technique », c'est à dire sur ce qui est techniquement faisable pour les années à venir. Le potentiel a ainsi été évalué à un développement possible de 12 TWh, dont 85% par la création de nouveaux équipements, et le reste par le rééquipement d'installations anciennes. Ce sont des chiffres assez théoriques, car il faut aussi tenir compte des coûts d'investissements, et surtout de l'acceptabilité des projets du point de vue de l'opinion, pas toujours favorable à de nouveaux barrages, on l'a vu dans le cas de SIVENS (projet pour l'irrigation plus que pour l'énergie). Il faut bien sûr tenir compte des règles environnementales visant à préserver la continuité écologique des cours d'eau, en particulier du point de vue du débit résiduel...
Si l'on se base sur le rapport « Négatep 2014 », cet institut ne croit pas à une augmentation notable pour les équipements futurs.
CEPENDANT, DES PROJETS VOIENT LE JOUR :
En exemple de rééquipement, on peut citer l'exemple de la « Nouvelle Romanche » à Livet-
Pour les nouvelles centrales, on peut évoquer la construction du barrage de RIZZANESE en Corse, débuté en 2011, pour une puissance de 55 MW, ou encore la centrale de RIVIERE de l'EST à la Réunion dont la mise en service est récente.
L'HYDRAULIQUE EN MER, CENTRALES MARÉMOTRICES ET HYDROLIENNES
La filière marémotrice ne compte à ce jour que deux installations, dont l'usine marémotrice de la RANCE, d'une puissance de 250 MW, laquelle utilise le flux alterné des marées pour actionner des turbines réversibles d'un modèle spécifique. Il n'existe pas d'autres projets futurs pour le moment, à cause de la rareté des sites qu’il est possible d’équiper, et du coût très élevé des investissements.
Les hydroliennes, seraient, en ce qui les concerne, des structures immergées capables d'utiliser les flux des courants marins, qui sont continus. Pour le moment, la technique est expérimentale, il reste à la fois à tester l'efficacité des matériels, la question de la compatibilité de ces installations avec l'écologie des fonds marins, et bien entendu la rentabilité productive des projets. Mais cela pourrait être une technique prometteuse, peu impactante pour les populations, et éventuellement extensible au lit de certains cours d'eau.
CONCLUSION :
L'hydroélectricité est la plus compétitive des énergies renouvelables tant par sa souplesse d'adaptation que par ses coûts de production très faibles. Elle n'est malheureusement pas indéfiniment développable pour l'avenir, mais pourrait être relayée par une future production hydrolienne, si la recherche permet d'en optimiser les technologies.
Nous pouvons être fiers de nous souvenir que c'est en France que la « houille blanche » est née en 1869 en Isère, à Lancey, grâce à l'ingénieur Aristide BERGES, qui a équipé une chute de 200 mètres pour faire tourner ses machines (production de pâte à papier).
LA METHANISATION
LA METHANISATION, UNE ENR STABLE...
QU' EST-
La méthanisation est un processus naturel biologique de dégradation de la matière organique en l' absence d' oxygène. La matière organique dégradée se retrouve principalement sous forme de méthane (CH4). Ce processus se produit naturellement dans certains sédiments, les marais, les rizières, ainsi que dans le tractus digestif de certains animaux, insectes tels les termites, vertébrés tels les ruminants.
Mais ce processus peut être mis en œuvre intentionnellement, au sein d' un digesteur, à partir de déchets organiques, ce qui conduit à une production de gaz, ou biogaz, et d' un coproduit, le digestat. Dans la nature, la méthanisation joue un rôle important dans le cycle du carbone, mais contribue aussi à des rejets importants dans l' atmosphère ; or, le méthane est un gaz à effet de serre, et les rejets contribueraient donc au réchauffement climatique. De la même manière, les grandes quantités de méthane présentes sous forme d' hydrates de méthane dans les sédiments marins ou dans les pergélisols (sols des régions polaires gelés en profondeur), pourraient, si elles étaient « larguées » brutalement, accélérer notablement le réchauffement climatique.
A noter enfin que le biogaz dégagé lors d' une réaction de méthanisation n' est pas du méthane pur, mais un mélange de différents gaz dans des proportions variables selon le substrat : 50 à 75 % de méthane, 25 à 45 % de dioxyde de carbone (CO2), 2 à 7 % de vapeur d' eau, et 0 à 5 % de gaz divers, azote, hydrogène, oxygène et hydrogène sulfuré).
LE PROCESSUS BIOLOGIQUE ET LA METHANOGENESE
La méthanisation est assurée grâce à l' action de certains groupes de micro-
LE POTENTIEL METHANOGENE VARIE SELON LES SUBSTRATS
Ce potentiel se mesure en m3 (mètre cube) de CH4 par tonne de substrat utilisé :Les substrats à faible potentiel, moins de 100 m3 de CH4/tonne sont les lisiers de porc, les fientes de volailles.Les substrats à potentiel moyen, entre 100 et 240 m3/t sont les déchets de tonte de pelouses et les graisses usagées ou graisses d' abattoir.Les substrats à fort potentiel, plus de 240 m3/t sont les résidus de céréales et de tourteau de colza.Mais on peut associer des effluents à faible pouvoir méthanogène, apportant beaucoup de bactéries (comme les effluents d' élevage), avec des résidus de cultures ou d' industries à meilleur potentiel méthanogène, ce qui constitue une bonne solution pour optimiser le rendement du substrat.
Globalement, toutes les matières organiques sont susceptibles d' être ainsi décomposées, en dehors de composés très stables comme la lignine (dans les tiges ligneuses des végétaux). Les déchets méthanisés peuvent donc être d' origine variée : agricole : déjections animales, résidus de récoltes, pailles, eaux de salles de traite, etc...agro-
LE DIGESTEUR EQUIPEMENT DE BASE DE LA METHANISATION
Le digesteur est le cœur de l' unité de méthanisation : c' est à l' intérieur que les micro-
LES CINQ MODES DE VALORISATION DU BIOGAZ
La production de chaleur : l' efficacité énergétique est intéressante si le besoin en chaleur des débouchés est assez important pour permettre la valorisation de l' énergie disponible ; cela nécessite des débouchés à proximité pour limiter le transport coûteux de la chaleur ou du biogaz.
La production d' électricité : l' efficacité énergétique est plus faible (-
Production combinée d' électricité et de chaleur, ou cogénération : c' est le mode de valorisation du biogaz le plus courant. En plus de l' électricité produite grâce à un générateur, de la chaleur est récupérée, principalement au niveau du système de refroidissement. La valorisation de cette chaleur nécessite un débouché à proximité. Ce cas est encouragé par une prime à l' efficacité énergétique présente dans le tarif de rachat d' électricité.
Carburant véhicule : pour être utilisé en tant que carburant véhicule, le biogaz suit une série d' étapes d' épuration et compression. Cette valorisation s'est principalement développée en Suède et en Suisse. En France, une opération expérimentale est conduite à Lille, elle permettra de mieux évaluer les différents aspects de cette filière. Elle concerne une flotte captive de véhicules : bus, bennes-
Injection du biogaz épuré dans le réseau de gaz naturel : Dans certains pays européens, l' injection du bio-
LA VALORISATION DU DIGESTAT
La qualité du digestat, conditionnant sa valorisation agronomique, dépend de plusieurs facteurs :La nature des déchets traités, notamment lorsqu' il s' agit de déchets ménagers ;L' efficacité des collectes sélectives : surtout celles qui visent à écarter les « indésirables » pour la méthanisation : emballages à destiner au recyclage, et déchets spéciaux à traitement dédié. En outre, certains de ces déchets sont susceptibles d' entrainer des colmatages dans le digesteur.Après une éventuelle phase de maturation par compostage, les caractéristiques agronomiques et les paramètres d' innocuité du digestat sont généralement proches de celles d' un compost de type aérobie, et peuvent donc être tout à fait valorisés comme fertilisants.
OU EN EST LA METHANISATION EN FRANCE ?
Quatre filières de productions co-
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Au total, les ISDND représentent environ 70% de la production totale de biogaz, mais ne sont réellement valorisées que pour une très petite part. Ce sont les STEP et la filière des déchets industriels qui fournissent la plus grande part du biogaz valorisé. La codigestion à la ferme reste en retrait, mais progresse assez vite.
Pour la production électrique à proprement parler, on ne dispose de chiffres que depuis 2012 : en 2014, la puissance installée était de 1579 MW, assez loin derrière l'éolien et le PV. Cependant, il s' agit d' une production stable, non intermittente, ce qui est bien sûr un atout considérable.
La méthanisation des déchets organiques est particulièrement intéressante puisqu' elle présente de multiples avantages :Une double valorisation de la matière organique et de l' énergie; c'est l' intérêt spécifique par rapport à d' autres filières d' ENR.Une diminution de la quantité des déchets organiques à traiter par d' autres filières (moins d' incinération, par exemple).Une diminution des émissions de GES par substitution à l' usage d' énergies fossiles ou d' engrais chimiques.Un traitement possible des déchets organiques graisseux ou très humides, non compostables en l' état .Sur les grandes unités, une limitation des émissions d' odeurs à priori du fait de digesteurs hermétiques et de bâtiments clos équipés de traitement de l' air.Il reste par rapport à tous ces aspects positifs, la question des investissements nécessaires, qui pèsent encore lourd, mais qui peuvent être facilités par le soutien des pouvoirs publics, voire des Collectivités locales…
OBJECTIFS AMBITIEUX ET SOUTIEN PAR LES TARIFS DE RACHAT
Le développement de la méthanisation participe aux objectifs européens et nationaux pour les ENR. Concernant le biogaz, le plan national d' action prévoit de multiplier par cinq la production d' électricité issue du biogaz, et par sept la production de chaleur. Ces objectifs ambitieux ne pourront être atteints que par une politique active de soutien à cette filière.
Le rachat de l' électricité produite par cogénération :
L' arrêté du 19 mai 2011 a réévalué le tarif de base du rachat du Mwh, lequel varie de 133,7 euros à 111,9 euros selon la puissance installée. S' y ajoute une prime pour le traitement des effluents d' élevage qui s' ajoute au prix de base (de 0 à 26 euros/MWh) ; une prime complémentaire à l' efficacité énergétique peut également s' ajouter, pour arriver à une fourchette variant entre 111,9 et 199,7 euros/MWh... Cela peut paraître plus cher que pour le Mwh éolien, mais c'est une énergie électrique non-
Le rachat du biométhane produit par épuration du biogaz :
L' injection du biométhane dans le réseau de gaz est autorisée depuis fin 2011, et c'est à ce moment que le Ministère de l' Ecologie a fixé les conditions de rachat du gaz injecté dans le réseau public. A l' instar de l' électricité, il s' agit d' un tarif dégressif destiné à favoriser les petites installations. Ce tarif va de 95 à 64 euros par Mwh-
CONCLUSION
Ainsi, parmi les ENR, la méthanisation, encore trop peu développée dans notre pays, apparaît comme une solution pleine de promesses, car elle peut à la fois fournir de l' énergie, électricité, gaz ou chaleur, et cela de manière non-
LA GEOTHERMIE PROFONDE
L'ÉNERGIE GÉOTHERMIQUE
La géothermie est l’énergie issue de la Terre que l’on convertit en chaleur : le manteau terrestre étant chaud, la croûte terrestre laisse filtrer une partie de cette chaleur. Ainsi, existe dans la croûte terrestre – épaisse en moyenne de 30 kilomètres – un gradient de température appelé gradient géothermique qui fait que plus on creuse à travers la croûte et plus la température augmente. Cette énergie géothermique peut être utilisée à des fins de chauffage et d' eau chaude depuis l'Antiquité même : ainsi dans la Chine ancienne, les Empires grec et romain, par exemple les thermes des îles Lipari...
De nos jours, les capacités modernes de forage, dérivées de l'expérience des forages pétroliers ou gaziers, ont permis d' aller chercher les calories plus profondément à travers la croûte terrestre. La chaleur interne de la Terre peut donc être canalisée pour produire de l'électricité. Ceci est possible dans les zones volcaniques, où le gradient géothermique est plus élevé. Les eaux souterraines chaudes donnent de la vapeur d'eau qui sera utilisée pour faire tourner une turbine, et produire de l'électricité grâce à un alternateur, comme dans n' importe quelle centrale thermique. Pour la France on peut citer l'exemple de la centrale de BOUILLANTE en Guadeloupe, située à proximité du Piton de la Fournaise : elle produit environ 10% des besoins en électricité de l'île.
En dehors des régions volcaniques, il faut creuser jusqu'à 5000 mètres pour trouver des roches assez chaudes. Dans la métropole, une expérience est menée en Alsace, à SOULTZ-
DEUX TYPES DE GÉOTHERMIE
LA GÉOTHERMIE PEU PROFONDE :
On parle aussi de géothermie à basse température : elle consiste à extraire la chaleur à des profondeurs de quelques mètres à plusieurs centaines de mètres. On utilise la chaleur en question pour des besoins de chauffage, grâce à des pompes à chaleur, ou à l' inverse pour de la climatisation, avec des systèmes de pompes à chaleur réversibles. On parle de géothermie basse énergie lorsque le forage permet d' atteindre une température de l' eau comprise entre 30 et 100°C dans les gisements situés vers 1500 – 2500 mètres de profondeur : cette technologie est utilisée pour le chauffage urbain collectif (Bassin Parisien) ou certaines applications industrielles. La climatisation utilise des nappes superficielles, à quelques mètres de profondeur, les températures étant stables à 12°C à partir de 5 mètres de profondeur, et jusqu'à quelques dizaines de mètres.
LA GÉOTHERMIE PROFONDE :
La géothermie profonde à haute et très haute température :Cela concerne des forages plus profonds, dont la profondeur dépend de la température désirée et du gradient thermique local, qui varie d' un site à un autre. Dans le cas de la géothermie très profonde à très haute température, plus on creuse dans la croûte terrestre, plus la température augmente, en moyenne de 20 à 30°C par kilomètre ; cependant, le gradient thermique est très variable, il peut aller jusqu'à plusieurs centaines de degrés tous les 100 mètres dans certaines régions volcaniques, ou dans les rifts (Islande, Afrique de l'Est, Nouvelle-
Nombreuses sont les installations développées dans différentes parties du monde qui apportent la preuve de leur efficacité : ainsi les Philippines produisent 28% de leur électricité grâce à la géothermie ; c'est aussi la première source de production énergétique en Islande ; au Kénya, on prévoit qu' en 2017, la géothermie contribuera à hauteur de 25% au bilan énergétique ; en Italie, la centrale LARDERELLO en Toscane, a une puissance de 800 MW, équivalent à un réacteur nucléaire...
Les avantages de la géothermie profonde
Dans un contexte de nécessaire transition énergétique, face à la diminution des ressources d'énergies primaires, et à l' augmentation des besoins, la géothermie profonde est une solution alternative plausible, en vertu de ses importants atouts énergétiques et écologiques. Elle présente un triple avantage :
Une stabilité d' alimentation due au renouvellement constant de l' énergie, sans être soumise aux aléas climatiques, contrairement à l' éolien et au photovoltaïque.
Une production d'électricité et de chaleur : un doublet de puits (un puits producteur pour la montée de l'eau chaude, qui se transforme en vapeur en perdant de la pression, et un puits injecteur, qui renvoie l' eau plus ou moins refroidie après utilisation) extrait de 10 à 25 MW de chaleur qui peuvent être transformés en 1 à 4 MW d' électricité dans le cas d' une centrale électrogène. Sur une année, un tel puits produira à lui seul autant d’électricité que 6 éoliennes, car le puits permet à la centrale de tourner 24h/24, 7 jours/7, les éoliennes ne tournant en moyenne que 23 % du temps... Pour assurer un rendement énergétique maximal, l'idéal est d’utiliser directement la chaleur, pour obtenir de l’électricité, le rendement est plus faible, mais on peut valoriser la chaleur résiduelle grâce à la cogénération.
Un respect absolu de l’environnement : c'est une énergie renouvelable, totalement décarbonnée, et dont la production présente un très faible impact paysager et sonore ; il n' y a presque pas d' emprise au sol, comparativement à l' éolien ou au photovoltaïque. Elle permet une économie d' énergie fossile conséquente, sans dégagement de CO2.C’est donc une réponse énergétique à grande échelle, et d' autant plus intéressante que, si les coûts d’investissement actuels sont encore très élevés, ils devraient être amortis à terme par le niveau de production et par la réduction des coûts financiers en phase d’exploitation, pour un prix final de l'énergie indépendant des variations du marché des matières premières (gaz, pétrole ou charbon). C'est aussi une énergie porteuse d’emplois, tant localement, qu’à l’extérieur avec des exportations d'installations clés en mains, ou dans l’ingénierie des systèmes...
DEUX CAS DE FIGURE POUR LA GÉOTHERMIE PROFONDE :
Géothermie profonde à partir de nappes aquifères chaudes, à 5 – 10 km de profondeur, avec des températures de 200 à 300 °C : dans ce cas, on n' a pas besoin d' assistance particulière pour leur exploitation, la température et la pression conduisant l' eau à haute température vers la surface, où elle pourra être utilisée.Géothermie profonde en l' absence de nappes aquifères, dans des roches imperméables, où les hautes températures ne concernent que les roches en place elles-
PERSPECTIVES GÉOTHERMIQUES EN FRANCE
Plusieurs zones géographiques sont potentiellement favorables en France : il s'agit de bassins tertiaires ou de grabens ( fossés d' effondrement) ayant des spécificités géologiques analogues au bassin rhénan, comme la plaine d' Alsace, la Limagne et le couloir rhodanien. Ces zones présentent toutes un gradient géothermique favorable. C’est dans ce cadre que depuis 2007, le BRGM (bureau de recherche géologique et minière) associé à l' ADEME ont créé un département géothermie afin de mieux la promouvoir auprès des particuliers, des professionnels et des institutions. C’est par ailleurs le projet pilote de SOUTZ-
Jusqu' à quelle profondeur pourrait-
En tous cas la géothermie est une réponse sérieuse à la fourniture d’énergie décarbonnée, avec la perspective d’éviter aussi les transports d’électricité sur de longues distances, car les unités géothermiques seraient parfaitement implantables localement.
LA GÉOTHERMIE EN RHÔNE-
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Dans le Puy de Dôme, deux permis ont été accordés le 24 juillet 2014 par le Ministère de l' Environnement, l' un dit « du Cézallier » au bénéfice de la société FONTROCHE Géothermie SAS, l' autre dit « du Sancy » à la société ELECTERRE de FRANCE SAS, pour des superficies totales de plusieurs centaines de km2.
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LES PRÉCAUTIONS NÉCESSAIRES : LA QUESTION SISMIQUE
L’expérience de Soultz, comme sur d’autres sites de géothermie profonde, montre que pour obtenir une circulation optimale de l' eau à travers les failles des roches, il est nécessaire de réaliser des opérations de stimulation des fractures, par l' injection forcée de masses d' eau sous pression. Ce type d’opération déclenche ce que l' on appelle de la sismicité induite, c' est à dire des séismes de petite magnitude, inférieure à 2 sur l’échelle de Richter. Durant la circulation forcée d’eau dans la phase d’exploitation, une sismicité peut aussi être initiée. Il convient donc de mesurer ces phénomènes à l'aide de sismographes placés de manière adéquate, de faire les études nécessaires pour mieux comprendre les mécanismes en fonction des situations géologiques, et enfin parvenir à des solutions permettant de réduire l' impact micro-
CONCLUSION
Ainsi, la géothermie, déjà largement utilisée dans ses « versions » peu profonde et à moyenne profondeur, ouvre aussi des perspectives très prometteuses pour la géothermie à grande profondeur. Il reste cependant encore à répondre à un certain nombre de questions économiques et financières avant de pouvoir envisager un développement industriel, que les spécialistes annoncent pour les années 2020-
LE BILAN ELECTRIQUE RTE-
Eléments choisis et jugements en « trompe l'oeil »...
Chaque année, RTE publie un bilan électrique qui fait un panorama très complet de cette énergie au plan national, avec un regard sur son insertion dans les échanges européens. Il s'agit aussi pour notre opérateur national de replacer cela dans la perspective de la « transition énergétique », afin de faire une sorte de bilan des avancées dans cette dernière. La version qui vient d' être publiée est un « gros pavé » de 180 pages dans son édition complète, accompagnée aussi d'une synthèse ou de volets numériques plus faciles à comprendre.
cf. : www.bilan-
De nombreux journaux du jour reprennent la synthèse de ce bilan ou le communiqué de presse qui l' accompagne, sans aucun recul critique ou analyse. L' exercice pour RTE reste essentiellement de démontrer le succès des « énergies renouvelables », et accessoirement de la baisse des émissions de CO², à coups de choix contestables des éléments statistiques, d' omissions volontaires d'éléments d' analyse, ou même de fautes de frappe volontaires (?) donnant des renseignements ou chiffres faux ! Nous allons donc en effectuer une analyse plus critique...
1. -
Cette dernière est en effet en recul de 3,5%, ce qui est lié à la crise sanitaire et aux deux confinements décrétés. En plus les températures moyennes supérieures à la normale (1°C environ) ont pu entraîner aussi une part de la baisse de consommation.
Cette partie s' accompagne aussi d' une prospective à l' horizon 2050 des consommations électriques, lesquelles devraient augmenter sous l' effet des transferts d' usages vers l' électrique (véhicules, mode de chauffage, développement de la filière hydrogène...) RTE n' entre pas dans les détails, mais annonce la publication d' un rapport pour l' automne 2021...
2. -
La production baisse plus fortement que la consommation, puisqu'elle chute de 7%, passant de 535,1 Twh en 2019 à 500,1 Twh en 2020. La différence avec le recul de la consommation tient aussi à la chute de nos exportations électriques. Cette production est donc la plus basse depuis 20 ans !
Ce que le bilan met d' abord en évidence, c'est la forte croissance des « énergies renouvelables », qui participent à hauteur de 23,4% de la production totale. Mais cela est d' abord dû aux excellentes performances de l' hydraulique, qui tient toujours la meilleure part des renouvelables et n' est pas assez mis en avant. L'année pluviométrique a été exceptionnelle, les réserves étaient de 22% plus importantes que celles de l' an passé.
Pour la production des aléatoires, éolien et solaire, certes les chiffres de production sont en hausse, mais cela tient d' abord à leur insertion prioritaire sur le réseau dans une conjoncture de baisse de la consommation qui ne les a donc pas affectés. Cela RTE se garde bien de le rappeler ! Il faut tenir compte aussi de la croissance forte de la puissance installée, qui a par exemple augmenté de 7% pour l' éolien. Voulant sans doute rajouter dans le bilan favorable à l' éolien, RTE annonce pour ce dernier un taux de charge moyen de 36%, chiffre qui m'a fait bondir, et que j'ai vérifié à partir des taux moyens mensuels : on arrive alors à un taux de charge moyen de 26% pour 2020, au lieu de 24,7% en 2019. Progression déjà remarquable, mais un peu plus cohérente !
Si les EnR croissent, le thermique est en recul, soit le classique, soit le nucléaire, ce dernier avec les fermetures de FESSENHEIM 1 et 2, et la moins bonne disponibilité des autres centrales, touchées par des décalages de maintenance ou des indisponibilités de salariés (covid19).
Et les émissions de CO² ? Le bilan tente de nous convaincre de leur recul, ce qui serait bien le moins, au vu de la baisse de la production globale, et en particulier du thermique classique. En passant de 18,7 millions de t de CO² en 2019 à 17,1 en 2020, mais avec une production électrique en baisse de 7%, mes calculs montrent des émissions qui passent de 34,9 à 34,2 grammes/CO²/kwh, soit une différence infinitésimale qui est loin des 9% de baisse annoncés par RTE, décidément brouillé avec les calculs !!!
3. -
Nos exportations électriques sont en chute, notre solde est pour 2020 de 43,2 Twh, soit 13 Twh de moins qu' en 2019. Nous restons toutefois les premiers en Europe pour nos exportations électriques, en quantité, mais les chiffres en valeur ne sont pas donnés par le rapport, ce qui serait pourtant essentiel. Nous restons globalement nettement exportateurs à destination de l' Italie, du Royaume-
Cette évolution assez défavorable de nos exportations électriques tient à une disponibilité moindre de nos excédents électriques, à la crise sanitaire qui a concerné tout le continent, à la capacité limitée des interconnexions (en cours de renforcement avec le R-
Les prix de marché sont partout en baisse : pour la France, ils ont été en moyenne de 32,2 €/Mwh en 2020, soit 18% de moins qu' en 2019 (comme nous sommes exportateurs, nous perdons de l' argent). Ce sont d' ailleurs les prix les plus bas depuis 2004 ! Comparativement en Europe, les prix ont baissé partout, les plus bas sont ceux de Nord Pool (Scandinavie), de l'ordre de 11 €/Mwh, pour le reste de l' Europe ils fluctuent entre 30,5 € (Allemagne) et 40 € (Roy. Uni).
On doit remarquer en outre de nombreuses fluctuations de prix, qui sont fonction de la capacité des aléatoires à produire ou pas : dès qu'ils produisent massivement grâce au vent et au soleil, les prix s'effondrent et peuvent même devenir négatifs (surtout constaté de mars à mai), dès qu'ils ne produisent plus, la production peut devenir insuffisante pour couvrir les besoins et les prix flambent surtout si cela se conjugue avec les températures faibles et l' indisponibilité de moyens classiques (constaté en septembre et décembre). Ces fluctuations s'accentueront nécessairement au fur et à mesure que les aléatoires prennent plus de place dans les mix nationaux, comme on le constate déjà en Allemagne...
CONCLUSION :
Ces quelques vérités rétablies à propos d' un bilan électrique certes complet, mais dont les commentaires sont trop souvent très orientés, que devrons nous retenir de cette année 2020 ?
Le fait majeur, c'est à l' évidence une crise sanitaire qui a perturbé la production, la consommation et les marchés de l' électricité. Conjuguée avec les éléments climatiques qui sont allés de phases caniculaires en épisodes de froid un peu plus forts que les dernières années, nous voyons bien que le système électrique a besoin de capacités de production stables et pilotables pour pouvoir faire face. Comme ce n' est pas le chemin que prennent nombre de pays européens, nous risquons pour l' avenir, de connaître des situations difficiles si nous ne réagissons pas !
Michel DESPLANCHES
Le nouveau document de planification opposable pour le développement des énergies durables en Région Auvergne Rhône Alpes est le Schéma régional d’aménagement et développement durable et d’égalité des territoires (SRADDET) approuvé par Arrêté 20-
Le SRADDET se compose de deux documents principaux, il est opposables aux documents de planification infrarégionaux (SCOT ,PLU, PLU,I etc.
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Les dispositions du SRADDET priorisent le développement des trois énergies renouvelables( EnR) les plus adaptées au territoire régional ( règle No 29)
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L’énergie éolienne n’est pas citée comme énergie à développer en priorité en raison de ses impacts paysagers et sur la biodiversité
La règle No 30 Développement maitrisé de l’éolien prescrit la maitrise du développement de l’éolien en raison de ses impacts paysagers et sur la biodiversité
Extrait de la règle No 30 :
Enfin la règle No 31 diminutions des gaz à effet de serre (GES) prescrit la préservation voire le développement des puits de captation du carbone notamment par la préservation et l’entretien des prairies et des espaces forestiers