1. Introduction.

La question de la production électrique en France métropolitaine est actuellement sur le devant de la scène, à la faveur de la discussion d’une loi dite « de transition énergétique », censée bouleverser de fond en comble le « bouquet » (ou « mix ») énergétique du pays. Cette loi est encore en discussion, et on n’en parlera pas ici.

On s’en tiendra à la description des dix dernières années et plus particulièrement de l’année 2013.

On utilisera les sources principales suivantes, dont chacune dispose d’un site internet bien documenté :
-le Réseau de transport d’électricité (RTE) qui est chargé de la distribution du courant haute tension sur le territoire et de l’équilibre permanent et instantané entre offre et demande, y compris la gestion des échanges physiques avec les services homologues des pays frontaliers.
-la Commission de régulation de l’énergie (CRE), qui est chargée du bon fonctionnement des marchés de l’électricité (et du gaz).
-accessoirement le service « Observation et statistiques » du ministère de l’écologie et de l’énergie qui publie annuellement un bilan de l’énergie.

Ces organismes officiels de surveillance et d’observation sont par définition impartiaux et neutres, et on peut faire confiance aux données chiffrées qu’ils publient.
Les unités suivantes ont été adoptées en règle générale :
-la puissance est exprimée en mégawatts (MW, 10⁶ watts) ou en gigawatts (GW, 10⁹ watts), qu’il s’agisse de la puissance dite « installée » (ou nominale, ou encore « capacité ») ou de celle qui est effectivement appelée (ou sollicitée) pour produire du courant ;
-la production et la consommation sont exprimées en gigawatts-heure (GWh, 10⁹ watts-heure) ou en terawatts-­heure (TWh, 10¹² watts-heure) ;
-on n’a pas utilisé la tonne-équivalent-pétrole (tep) ;

2/ Le facteur de charge.

Rappelons que l’année comporte 8 760 heures. Par conséquent 1 MW de puissance installée ne peut produire annuellement que 8,760 GWh, maximum théorique qui n’est jamais atteint en pratique.

On désigne par « facteur de charge » ¹ (ou « facteur de production » ou encore « taux de disponibilité ») le rapport, que l’on exprime généralement en pourcentage, entre la production effective et la production maximum théorique.

Le facteur de charge varie à tout moment, mais on utilise en général sa valeur moyenne sur une période déterminée : année, fraction d’année, mois ou autres. Pour calculer la production électrique sur une période donnée, il faut commencer par multiplier la puissance installée théorique par le facteur de charge pour obtenir une puissance installée effective ou utile. Par conséquent, le facteur de charge constitue une mesure de performance (et donc de rentabilité).

Le facteur de charge est très différent d’une source d’énergie à l’autre. Il peut être, soit inhérent au type de production et limité par ses performances intrinsèques, soit conditionné par les contraintes qui lui sont imposées pour des raisons techniques ou réglementaires. Définir une source d’énergie par sa seule puissance installée est donc insuffisant voire trompeur, et comparer les puissances installées entre sources d’électricité de natures différentes n’a aucun sens (pas plus que de les additionner).

3/ Capacité et production électrique en France depuis dix ans.

3.1 Évolution depuis dix ans.

Les tableaux ci-dessous récapitulent pour les années 2004 à 2013 et pour les différentes sources d’énergie électrique :
-les puissances installées moyennes de l’année en MW
-les productions annuelles en TWh
-les pourcentages dans la production électrique nationale -les facteurs de charge exprimés en pourcentages

Notes :
-puissances installées moyennes : (puissance fin année n + puissance fin année n-1) divisé par 2.
-solaire : photovoltaïque.
-autres énergies renouvelables (EnR) : énergie thermique utilisant biomasse, déchets, biogaz etc.
-les totaux des puissances installées ne sont indiquées que pour mémoire.

Pour bien comprendre les tableaux, prenons un exemple.
En 2013, on avait en moyenne 7 828 MW d’éolien installé, qui auraient pu théoriquement produire :
7 828 GW x 8 760 h x 10^-6 = 68,6 TWh,
Mais qui n’ont produit que 15,9 TWh, soit un facteur de charge de 15,9 / 68,6 = 23%.

L’évolution des productions annuelles par sources d’énergies a été représentée sur le graphique ci-après.

3.2 Premières conclusions.

L’examen des tableaux et du graphique permet de tirer un certain nombre d’enseignements utiles pour le présent et l’avenir.

La production électrique, qui est déterminée essentiellement par la demande intérieure, c’est-à-dire la consommation des usagers (ménages, administrations et entreprises), est stable depuis dix ans ². Cette stabilité peut s’expliquer par plusieurs causes, parmi lesquelles les économies d’énergie (isolations, appareils à basses consommations etc.), une croissance ralentie, un moindre recours à l’électricité pour le chauffage domestique, la stabilité des températures moyennes, etc. Leur analyse sortirait du cadre de cette note. Rien ne laisse à penser que ces causes puissent changer de façon significative dans l’avenir proche ou moyen. Il en résulte que l’hypothèse d’une consommation intérieure future inchangée par rapport aux dix dernières années peut constituer une base solide de prospective.

Les énergies dites renouvelables, qui ont surtout pris leur essor en début de période, ne représentent encore que moins de 5% de la production, dont moins de 4% pour les énergies intermittentes (éolien et solaire photovoltaïque).

3.3 Les facteurs de charge.

Certains facteurs de charge peuvent être considérés comme inhérents au mode de production :

-Les énergies intermittentes ont la priorité dans l’injection sur le réseau, elles ne sont donc pas bridées. Les facteurs de charge de l’éolien (environ 23%) et du solaire (environ 13%) peuvent donc être considérés comme des maxima en l’état actuel des techniques ³, d’autant plus que les parcs, encore relativement jeunes, n’ont pas encore subi l’effet du vieillissement, de l’usure ni des nécessités de remplacement des organes essentiels.
-L’hydraulique (30% à 35% selon les années). Les barrages ne servent pas seulement à produire de l’électricité, mais aussi à d’autres fins, par exemple les soutiens d’étiages. Il faut donc maintenir une réserve d’eau minimale malgré les variations des précipitations. En outre, certaines usines peuvent fonctionner « à l’envers » pendant la nuit, c’est-à-dire être réalimentés par des pompages, qui constituent une sorte de stockage indirect de l’électricité.
-Le nucléaire assure la production dite « de base ». Le fonctionnement des réacteurs est pratiquement permanent, en dehors des périodes de rechargement en combustible, d’entretien et de rénovation (le parc est en effet relativement ancien). Le facteur de charge est de l’ordre de 75%. Certains parcs nucléaires étrangers plus récents ont des facteurs de charge supérieurs (jusqu’à 80%).

D’autres facteurs de charge dépendent de circonstances extrinsèques :

-Les centrales thermiques classiques sont sollicitées pour compléter la production de base lors des pointes de consommation. Ces centrales présentent en effet une souplesse de fonctionnement (interruptions aisées et redémarrages rapides) qui leur permet de remédier aux excédents et aux insuffisances momentanées des productions de base liées aux variations de consommation. Leur fonctionnement n’est donc pas permanent, ce qui explique un facteur de charge très inférieur à la production nucléaire.
On constate que leur facteur de charge est passé de 30% à 20% en quelques années. Cette diminution sensible n’a pas pour cause une baisse des performances, mais résulte de la croissance des énergies intermittentes, qui ont la priorité pour l’accès au réseau et dont la production ne peut coïncider que par hasard avec les besoins ⁴. C’est la raison pour laquelle le développement des capacités d’énergies intermittentes a et aura pour conséquence inévitable un développement des capacités thermiques fossiles, car celles-ci peuvent être interrompues en cas de surproduction et redémarrer en urgence en cas de défaillance ⁵. Mais il en résulte tout naturellement des capacités inutilisées, donc un facteur de charge qui se dégrade, et une rentabilité qui peut conduire à la fermeture pure et simple, sauf à subventionner leur maintien⁶.

Globalement, on voit bien d’ailleurs que le facteur de charge moyen de l’ensemble de la production électrique ne cesse de se dégrader depuis cinq ans, ce qui signifie que notre parc de production devient peu à peu de moins en moins efficace et donc de plus en plus coûteux.

4/ Analyse de l’année 2013.

4.1 Détail de la production pour chaque demi-heure de l’année.

Le détail de la production électrique de 2013 au niveau de la demi-heure est fourni par RTE dans sa base annuelle « eCO2mix » ⁷, recensement de la production de chaque type d’énergie électrique pour chacune des 17 520 demi-heures de l’année.

Voici la reproduction de deux lignes courantes prises au hasard⁸ de cette base de données.

Les chiffres sont exprimés en MW, puissance appelée pour chaque type de production pendant la demi-heure considérée.
La rubrique « consommation » représente la consommation intérieure française.
La rubrique « production » (qui est pratiquement égale à la « consommation ») est mal nommée : elle correspond en réalité à la production effective, diminuée du pompage et des exportations. Dans cet exemple, les productions effectives ont été respectivement de 52 624 et 57 462 MW, donc supérieures aux besoins intérieurs, et la France a exporté son électricité momentanément excédentaire.

4.2 Production et consommation annuelles.

Pour obtenir la production et la consommation de l’année en TWh, il suffit de faire le total des 17 520 lignes, de diviser par 2 puisqu’il s’agit de demi-heures, puis par 10⁶ pour la conversion d’unités.

On retrouve ainsi approximativement les chiffres du tableau récapitulatif (approximativement car il y a quelques petites différences avec les bilans définitifs). Soit en TWh :

Le graphique ci-dessous retrace l’évolution de la production sur l’ensemble de l’année.

Ce graphique est plein d’enseignements. On voit que la production peut varier de 20 000 à 100 000 MW, avec évidemment des maxima en période hivernale. Le creux extrême correspond à la période du 15 août.

On voit aussi comment le thermique fossile fait face structurellement aux pics de consommation, supplée à l’absence d’éolien et s’efface devant lui. On comprend que ces sollicitations de plus en plus erratiques posent des problèmes techniques et financiers.

Enfin, le solaire est pratiquement inexistant, et ne fournit du courant en quantité significative qu’en période de basse consommation estivale.

4.3 Production des énergies intermittentes sur l’année.

On s’intéresse maintenant de plus près aux énergies intermittentes. Voici la chronique de l’année 2013, présentée de la même façon que précédemment mais avec des échelles différentes, et complétée (lignes en tiretés) par les capacités installées moyennes de l’année :

La production maximum de l’année correspond à 70 % de la capacité nominale pour le solaire et 80% pour l’éolien (ce sont les maxima des facteurs de charge horaires), ceci pendant quelques jours par an seulement.

On peut aussi tracer les « monotones » de la production de ces deux sources d’énergie, en d’autres termes les courbes des productions horaires classées par ordre d’importance.

On constate que les courbes décroissent très rapidement : ainsi, un examen sommaire montre que pendant 95% du temps soit 345 jours par an sur 365, la puissance disponible n’atteint pas la moitié de la puissance installée. Et bien entendu, le solaire ne produit rien pendant la moitié du temps. C’est ce qui explique leurs très faibles facteurs de charge.

En définitive, l’éolien, quoique les parcs soient répartis sur l’ensemble du territoire, apparaît comme totalement aléatoire et imprévisible, et donc rebelle à toute prévision et à toute programmation a priori.  Le solaire comporte une signature plus saisonnière donc un peu plus prévisible, mais il est également aléatoire et on peut même dire qu’il produit à contretemps.

4.4 Les pointes de consommation.

Si dans le courant de l’année, la production peut généralement faire face à la consommation, il existe des périodes critiques que sont les pointes ou pics de consommation. Comme on l’a vu, ces pointes adviennent lors de la période hivernale. Elles sont généralement observées en soirée. On considérera ici les 100 heures (200 demi-heures) les plus chargées de l’année ⁹.

Le graphique ci-dessous retrace le « monotone » de la consommation (demi-heures classées par ordre de consommation), ainsi que la contribution des différentes sources d’énergie pendant ces cent heures « critiques ».

La contribution des différentes énergies pendant ces cent heures a été la suivante :

Les énergies intermittentes ont été pratiquement inexistantes.
Pendant la moitié des cent heures, nous avons dû importer de l’électricité. Pendant l’autre moitié, nous avons pu exporter nos excédents. En fin de compte, le bilan des MW achetés ou vendus a été équilibré.

Pourquoi s’intéresser aux 100 heures les plus chargées, qui ne représentent que peu de chose au regard des 8 760 heures de l’année et qui « consomment » une importante puissance de pointe ? La raison est simple : en 2013 (année qui n’est qu’un exemple) ces 100 heures se sont réparties sur 21 journées de janvier et février. Il serait inimaginable dans un pays développé comme le nôtre que l’on programme à l’avance un défaut d’alimentation électrique 21 jours de l’année, ne serait-ce qu’une heure dans la journée, et ceci au moment où les usagers en ont le plus besoin.

Dans la plupart des pays d’Europe, les gestionnaires de réseaux considèrent comme inacceptable des défaillances structurelles. Et même les défaillances accidentelles dues à des causes totalement imprévisibles doivent pouvoir être évitées si la réserve de puissance installée est suffisante.

5/ Les aspects financiers.

5.1 Les obligations d’achat.

Pour soutenir les énergies dites renouvelables et notamment intermittentes, qui ne sont structurellement pas rentables, l’État oblige EDF à acheter le courant électrique aux opérateurs – qui rappelons-le ont la priorité pour l’alimentation du réseau -en vertu de contrats conclus en règle générale pour des durées de quinze à vingt ans.

Les prix de rachat sont très supérieurs au prix moyen auquel se font les échanges d’électricité sur le marché européen, soit actuellement environ 45 €/MWh ¹⁰.
A titre d’ordres de grandeur et en valeur actuelle :
-solaire photovoltaïque : moyenne des contrats actuels, environ 480 €/MWh ; derniers appels d’offres, environ 200 €/MWh
-éolien terrestre : environ 90 €/MWh
-éolien offshore : selon les derniers contrats, environ 190 €/MWh

Les énergies intermittentes sont donc payées aux producteurs entre 2 et 10 fois le prix moyen du marché.

Ces obligations d’achat s’appliquent aussi à d’autres sources d’énergie non classiques, comme la cogénération au gaz (prix de rachat environ 140 €/MWh), les énergies utilisant la biomasse, le biogaz et l’incinération des déchets (prix de rachat 50 à 130 €/MWh) ainsi qu’à la « petite hydraulique » (prix de rachat moyen environ 70 €/MWh).

5.2 La contribution au service public de l’électricité.

En 2013, la France a produit l’électricité hors taxes la moins chère d’Europe ¹¹, grâce à ses deux sources d’énergie principales qui sont à maturité et qui sont peu ou pas tributaires des cours mondiaux de matières premières d’importations : le nucléaire et l’hydraulique.

Mais depuis 2002, au tarif « normal » de l’électricité s’est ajoutée une taxe intitulée « contribution au service public de l’électricité » (CSPE), qui est destinée à compenser des dépenses mises à la charge d’EDF :

-les tarifs réduits sociaux dits « tarifs de première nécessité » (TPN) pour les personnes « en précarité énergétique » (c’est-à-dire qui ont des difficultés à payer leur électricité), soient plus de 1,6 millions de foyers en 2013, effectif en forte augmentation ;
-les charges d’approvisionnement des « zones non interconnectées » (ou ZNI : Corse, îles, DOM) ¹² ;
-les subventions à la cogénération électricité-chaleur (en baisse du fait de l’expiration des contrats les plus anciens) et aux énergies issues de la combustion de biomasse ou de déchets ;
-et surtout depuis 2010 les subventions aux énergies intermittentes sous forme d’obligations d’achat par EDF, qui représentent actuellement 60% de la CSPE, en forte hausse.

La CSPE, d’abord modeste, puis régulièrement et fortement croissante, est retracée dans tableau ci-dessous (tarif pour un particulier dont la consommation est moyenne (sans chauffage électrique), exprimé en € / MWh, hors autres taxes et hors TVA).

Le poste « CSPE » figure explicitement sur la facture bimestrielle EDF. Actuellement, la CSPE majore donc de 19% le prix de l’électricité (contre 6% jusqu’en 2010). Si le développement des énergies intermittentes se poursuit ce qui sera le cas, la CSPE devrait encore augmenter de façon importante, et avec elle le prix de l’électricité ¹³.

C’est le CRE qui calcule chaque année les besoins en CSPE et propose au gouvernement la majoration du tarif de l’électricité nécessaire pour compenser les charges. Mais le gouvernement, pour des raisons politiques, ne respecte pas les recommandations du CRE, et accumule donc une dette à l’égard d’EDF, dette qu’il faudra acquitter un jour, soit par une majoration encore plus forte du prix de l’électricité, soit par l’impôt. Le CRE évalue cette dette à 3,5 milliards d’euros fin 2012.
A titre indicatif, la majoration pour 2014 aurait dû être selon le CRE de 22,50 €/MWh au lieu de 16,5 €/MWh (ce qui aurait déterminé une majoration de 25% du tarif).

5.3 Montant total des charges de service public de l’électricité.

Le CRE, dans un rapport daté octobre 2014, a récapitulé les montants totaux que les charges de service public répercutées sur le CSPE ont représenté sur la totalité de la période 2002-2013. Ces chiffres sont les suivants.

-Obligations d’achats hors ZNI (milliards d’euros)

La proportion élevée de la cogénération pour cette période (9,2 milliards sur 18,8) s’explique par le fait que les subventions à cette source d’énergie existent depuis plus de quinze ans, contrairement aux énergies intermittentes, qui sont plus récentes. Celles-ci vont naturellement prendre de plus en plus d’importance dans la CSPE au fil des années.
-Péréquation et obligations d’achats ZNI : 9,6 milliards d’euros
-Tarifs de première nécessité : 0,9 milliards d’euros

Soit un total de plus de 28 milliards d’euros sur les 12 années, mais avec une rapide montée en puissance : la CSPE a ainsi été de 5,1 milliards d’euros en 2013 et sera probablement de 5,7 milliards d’euros en 2014.

Pour la période 2014-2025, le CRE, moyennant un certain nombre d’hypothèses ¹⁴, prévoit une charge passant de 5,7 à plus de 10 milliards d’euros par an, soit une charge totale cumulée de l’ordre de 100 milliards d’euros sur la période, dont environ 60 milliards pour les énergies intermittentes.

1 « Load factor » en anglais.
2 La baisse momentanée de 2009 peut être expliquée par la crise financière de l’époque.
3 Rappelons qu’à l’heure actuelle les éoliennes sont exclusivement terrestres ; cette situation durera au moins jusqu’en 2020, date à laquelle les premières éoliennes offshore devraient entrer en service. Ces dernières sont généralement créditées d’un facteur de charge supérieur (30% ou plus ?), mais toujours dans l’hypothèse d’une priorité d’accès au réseau.
4 C’est même le contraire puisque le solaire cesse évidemment de produire lors des précoces soirées d’hiver, et l’éolien lors des épisodes d’anticyclones. Les mauvaises langues disent que la propriété des énergies intermittentes est de fournir du courant lorsque l’on n’en a pas besoin, et de faire défaut lors des pointes.
5 Les anglo-saxons utilisent le terme de « back-up » que l’on peut traduire par « réserve » ou « sauvegarde ».
6 C’est ce qui se passe en Allemagne autant que l’on sache.
7 RTE évalue aussi les émissions de CO2, ce qui n’est qu’un sous-produit de leur base de données.
8 Un jour de juillet 2013, respectivement une demi-heure de nuit et de jour, d’où les chiffres très disparates notamment pour la consommation intérieure, le solaire et le pompage.
9 Dans le domaine routier interurbain, les infrastructures sont dimensionnées traditionnellement pour la trentième heure de l’année, c’est-à-dire que l’on tolère trente heures de grave perturbation de circulation.
10 Il s’agit là d’un prix moyen ; en effet, les cours d’achat varient continuellement en fonction de l’offre et de la demande ; ils peuvent même devenir négatifs en cas de surproduction momentanée dans un des pays interconnectés.
11 Exception faite de la Bulgarie et de la Roumanie.
12 Le coût de production dans les ZNI est environ 5 fois plus cher qu’en métropole, alors que le prix payé par les usagers est le même en vertu de la continuité territoriale ou  de la péréquation.
13 Ceci d’autant plus que le nombre de bénéficiaires des tarifs électriques « sociaux » ne cesse d’augmenter, notamment en raison de la hausse des prix. Le CRE estime que le nombre de foyers bénéficiaires pourrait atteindre 4 millions.
14 Qui sont pourtant en-deçà des préconisations de la future loi de transition énergétique, autant qu’on sache.

1. Introduction.

Les données utilisées sont pour l’essentiel issues des deux documents statistiques qui comportent des séries internationales longues complètes et mises à jour :

-la publication statistique annuelle de British Petroleum (BP) : Statistical Review of world energy, édition 2014, qui comporte des séries longues mondiales pour toutes les sources d’énergies, jusqu’en 2013 inclus ;

-le « pocketbook » 2014 publié par la direction de l’énergie de la commission européenne, qui comporte des séries pour l’Union européenne dans son ensemble et pour chaque Etat de l’UE, jusqu’en 2012 inclus ; ces séries proviennent d’Eurostat, d’où la mention « source Eurostat » sur les graphiques.

En outre on a consulté pour la France les documents publiés par le comité de régulation de l’énergie (CRE).

Le terme d’« énergies intermittentes », désigne génériquement deux des sources de production d’électricité dites « renouvelables » : l’énergie éolienne et l’énergie solaire. Ce terme est notamment utilisé par la Commission européenne et Eurostat pour les distinguer des autres énergies, qu’elles soient renouvelables (biomasse, déchets etc.) ou non renouvelables. On pourrait tout aussi bien les qualifier d « aléatoires » si ce terme n’avait pas une charge péjorative.

2. La production électrique et la place des énergies intermittentes.

2.1. La production électrique totale.

On trouvera ci-après un ensemble de graphiques représentant l’évolution de la production électrique selon les différentes sources d’énergies, et ceci respectivement pour :

• les cinq principaux Etats de l’UE (plus le Danemark pour des raisons qui seront expliquées)
• l’Union européenne,
• les pays de l’OCDE ¹,
• les pays n’appartenant pas à l’OCDE
• le monde entier.

A la lecture de ces graphiques, on voit que l’Union européenne a pratiquement stabilisé sa production électrique depuis une dizaine d’années, avec même une légère décroissance dans certains États. Il en va à peu près de même dans l’ensemble des pays de l’OCDE.

Par contre, dans les États moins développés qui n’appartiennent pas à l’OCDE, la production électrique continue à augmenter car les populations de nombreux pays dits « en développement » n’ont encore que partiellement accès à l’électricité.

Selon la Banque mondiale, le pourcentage de population qui n’a pas accès à l’électricité va de 40% à 85% en Afrique subsaharienne, de 25% à 40% en Asie du sud-est (hors la Chine qui est pratiquement à jour) et 10% à 20% dans certains pays d’Amérique centrale. On estime à 1,2 milliards de personnes la population non encore raccordée, dont 600 millions en Afrique.

De plus, les habitants qui sont « raccordés » à l’électricité ne disposent pas tous, et de loin, d’une puissance installée ni d’une régularité de livraison capable de satisfaire leurs aspirations, car l’électricité peut y être plus ou moins insuffisante, irrégulière ou dégradée.

A titre de comparaison, on peut par exemple prendre comme critère la production électrique rapportée à la population ; les chiffres suivants sont relatifs à l’année 2013.

• Les États de l’OCDE dans leur ensemble ont produit 11 000 TWh pour 1 260 millions d’habitants, soit 8,7 TWh/Mhab ².
• Les États non-OCDE ont produit 12 000 TWh pour 6 000 millions d’habitants, soit 2,0 TWh/Mhab ; pour aboutir aux standards « occidentaux », il faudrait qu’ils produisent 52 000 TWh, ce qui au rythme actuel de croissance prendrait plus d’un demi-siècle.

On voit l’étendue des besoins restant à satisfaire, et qui explique la forte croissance de la production dans les pays en développement.

2.2. Les énergies intermittentes.

Les graphiques précédents montrent que l’éolien et le solaire n’ont commencé à se développer notablement qu’assez récemment : l’éolien depuis une dizaine d’années, le solaire depuis cinq ou six ans.

Le tableau ci-après fournit un aperçu des pourcentages de production d’électricité intermittente en 2013 dans un certain nombre de pays et de groupes de pays ; ce tableau est classé par ordre décroissant de production intermittente (on a aussi indiqué pour mémoire les pourcentages d’énergie fossile, hydro-électrique et nucléaire). Dans tous les autres pays du monde, le pourcentage de production intermittente est inférieur à 1%

Pourcentages de production d’électricité intermittente en 2013.

La part des énergies intermittentes est de 10% dans l’Union européenne et 5% dans l’OCDE. Par contre, leur part dans les autres pays du monde reste encore modeste, inférieure à 2%.

L’essor est donc apparu surtout dans les pays développés, c’est-à-dire les pays dont les besoins en électricité étaient déjà amplement satisfaits, qui disposaient de sources d’énergies permanentes et fiables, et qui pouvaient donc se permettre de procéder à une diversification vers des énergies réputées renouvelables et plus aléatoires.

Cette politique de diversification a été stimulée par le souci de réduire les émissions de CO₂ (pour des raisons qui ne seront pas discutées ici) et donc de restreindre le recours aux énergies fossiles, et aussi par une certaine méfiance des opinions publiques à l’égard de l’énergie nucléaire. Sans oublier la puissance de certains lobbies et le conformisme des pouvoirs politiques.

Le Danemark occupe le tout premier rang au monde avec près du tiers d’énergie éolienne, ce qui résulte d’un choix politique ³. Sa production électrique annuelle varie très irrégulièrement d’une année à l’autre ce qui illustre assez bien son caractère intermittent ; le Danemark atténue ces irrégularités par une énergie fossile encore conséquente (plus de 50%) ⁴ et des échanges fréquents avec notamment ses voisins scandinaves qui disposent de sources permanentes, à savoir hydraulique et nucléaire pour la Suède, hydraulique pour la Norvège.

Les États du sud de l’Europe ont tiré parti de leur ensoleillement et/ou d’un régime de vents favorable, les États du nord ont tiré parti du vent régnant sur les côtes de la mer du nord.

Le cas de l’Allemagne est particulier, car ce pays n’est particulièrement favorisé ni par le vent ni par le soleil : il résulte d’une volonté politique forte dont les résultats restent d’ailleurs discutables à plusieurs égards.

Enfin la France, qui dispose de près de 90% d’énergies non émettrices de CO₂,et qui n’avait donc pas les mêmes raisons de s’engager dans cette politique, ne s’est décidée que plus tardivement à suivre le mouvement.

Autre fait à signaler, le Japon vient de basculer 250 TWh (soit 25% de sa production) du nucléaire vers les énergies fossiles pour les raisons que l’on sait.

2.3 Conséquences des énergies intermittentes sur le recours aux énergies fossiles.

L’objectif principal de réduction des émissions de CO₂ n’a pas été atteint puisque le recours aux énergies fossiles n’a fait qu’augmenter dans l’intervalle. En effet, seule l’Union européenne a réussi à inverser la tendance, mais son poids dans l’ensemble du monde est très modeste : environ un dixième de l’électricité fossile, ce poids étant en diminution constante et pour cause.

Le graphique ci-après illustre bien ce phénomène. On y a distingué trois ensembles : l’Union européenne, l’OCDE moins l’UE, enfin les pays non-OCDE.

En dix ans, l’UE a réduit sa production d’électricité fossile annuelle de 300 TWh, mais les autres pays de l’OCDE l’ont augmentée de 500 TWh, et les pays non-OCDE de 4 200 TWh. Soit au total 4 400 TWh fossiles de plus en 2013 qu’en 2003.

3. Disponibilité des énergies intermittentes.

3.1 Le facteur de capacité.

Pour mesurer la disponibilité d’une source d’énergie, on a recours au concept de « facteur de charge » ou « facteur de capacité » 5.
Si on divise la production électrique annuelle observée exprimée en watt-heure (Wh) par la puissance installée exprimée en watts (W) on obtient un nombre d’heures annuel de production, soit N heures par an.
Le facteur de capacité est défini comme étant le rapport « N heures / 8 760 heures (année entière) », exprimé en général sous forme de pourcentage.

A titre de référence, le facteur de capacité de l’énergie nucléaire est de l’ordre de 80% à 90% selon les États (de l’ordre de 80% en France). Un parc nucléaire ne fonctionne pas toute l’année à pleine puissance, puisqu’il subit nécessairement des interruptions pour maintenance et entretien, incidents éventuels, travaux d’amélioration et de mise à jour des centrales anciennes, rechargement et déchargement de combustible, etc.

Les deux graphiques ci-après représentent l’évolution des facteurs de capacité de l’éolien et du solaire dans un certain nombre de pays caractéristiques, ainsi que ceux de l’ensemble de l’Union européenne et du monde entier.

Compte tenu de l’évolution rapide, d’une année à l’autre, des capacités installées dans certains pays, on a préféré comparer la production de l’année n à la capacité moyenne de l’année, soit (C_n + C_n-1)/2. Notons que les bases de données du solaire sont parfois contradictoires et douteuses ; elles comportent de nombreuses anomalies et des valeurs aberrantes. C’est pourquoi le nombre de pays sélectionnés est réduit. On peut toutefois penser que les valeurs globales (UE et monde) sont assez fiables vu le nombre de pays concernés.

Sans détailler ces résultats, on peut retenir comme valeurs moyennes actuelles :

-Pour l’éolien, un facteur de capacité compris entre 18% et 30%, avec une valeur moyenne de 24% (21% en France en 2013). La valeur élevée du Royaume-Uni s’explique par l’importance de l’éolien offshore (plus du tiers du total de la puissance installée) dont le facteur de capacité semble être de l’ordre de 35% ⁶. Il est d’ailleurs assez normal que l’éolien offshore, qui coûte environ deux fois plus cher que l’éolien terrestre, ait des performances supérieures.

-Pour le solaire photovoltaïque, un facteur de capacité compris entre 10% et 20%, avec une valeur moyenne de 12% (11% en France en 2013). On ne s’étonnera pas des valeurs élevées observées en Espagne, pays ensoleillé. Par ailleurs, il n’est pas surprenant que le solaire soit deux fois moins disponible que l’éolien, puisque par définition il n’est susceptible de produire que la moitié du temps.

Si l’on en juge par l’allure des courbes, il semble que ces valeurs se soient légèrement améliorées en dix ans, ce qui s’explique par les progrès technologiques réalisés dans l’intervalle, alors même que les installations, généralement récentes, n’ont pas encore subi les effets de l’usure et du vieillissement.

3.2 Conséquences de la disponibilité des énergies intermittentes.

Quoiqu’il en soit des valeurs précises des facteurs de capacité, on peut retenir deux conclusions importantes :

-à puissance installée égale, l’éolien produit environ trois à quatre fois moins d’électricité qu’une centrale nucléaire et le solaire environ six à huit fois moins ;

-on ne peut compter sur l’éolien et le solaire pour satisfaire à tout instant les besoins en électricité. A certains égards, on peut même dire que ces types de production fonctionnent souvent à contre-emploi (pas de solaire la nuit où on a précisément besoin d’éclairage, pas de vent lors des épisodes anticycloniques de grands froids ou de fortes chaleurs, etc.).

Le caractère intermittent de ces deux types d’énergie leur est inhérent et il est inévitable, car leur électricité n’est pas produite en fonction de la demande mais en fonction de l’alternance jour-nuit, du climat local et de la météorologie.
Ce caractère intermittent a deux conséquences :

-pour éviter que cette électricité soit produite en pure perte, il faut donc l’introduire de force dans le réseau de distribution, en lui donnant si nécessaire la priorité sur les autres sources.

-de façon symétrique, lorsque les énergies intermittentes s’interrompent, il faut mobiliser presque instantanément d’autres sources d’énergie pour répondre à la demande.

En effet, on sait que l’électricité ne peut être stockée de façon massive avec les technologies existantes. Il est possible que ce problème trouve sa solution dans le grand avenir mais cette solution nécessitera des installations spécifiques coûteuses et dont les coûts d’investissement et d’exploitation devront être ajoutés aux coûts de production pour respecter la réalité économique.

Par ailleurs, dans le cas d’excédents et de déficits, les échanges d’électricité entre pays producteurs ne peuvent se faire qu’à des distances relativement modestes, c’est-à-dire entre États immédiatement voisins, notamment pour des raisons de pertes en ligne ⁷. Le système ne dispose donc pas de la souplesse que permettraient des échanges à longues distances. Là encore, il est possible que ce problème trouve sa solution dans l’avenir, mais moyennant encore des coûts supplémentaires.

Le développement de ces sources d’énergie rend donc indispensable la présence d’énergies de substitution capables de suppléer sans délai aux carences des intermittentes. Seules les centrales thermiques classiques au charbon, au fioul ou au gaz sont susceptibles d’un démarrage rapide pour répondre à cette obligation. Le problème est que, comme la priorité est données aux intermittentes, les centrales thermiques classiques deviennent elles aussi intermittentes malgré elles, ce qui diminue leur rentabilité et peut conduire à leur fermeture. On arrive alors au paradoxe consistant à rémunérer des centrales thermiques simplement pour qu’elles restent en place en stand-by, voire à subventionner des remises en route de centrales ayant fermé.

Non seulement ce dispositif entraîne des coûts supplémentaires, mais il contribue à augmenter les émissions de CO₂ ce qui est semble-t-il le contraire du but principal recherché ⁸.

4. Coût de production des énergies intermittentes.

On s’en tiendra au cas de la France, pour laquelle on dispose de données récentes et indiscutables grâce au comité de régulation de l’énergie (CRE) ⁹ qui tient une comptabilité précise des éléments techniques et financiers concernant la production électrique.

Le gouvernement lance périodiquement des appels d’offres en vue de la fourniture d’électricité éolienne et solaire. Selon l’importance des lots, les candidats peuvent aller depuis de petites sociétés locales, jusqu’à des consortiums d’énergéticiens européens (c’est le cas plus particulièrement pour l’éolien offshore). Le CRE est sollicité pour donner un avis sur la dévolution de ces appels d’offres. On ne détaillera pas ici le contenu des contrats qui sont ensuite passés avec les fournisseurs. En substance, ces contrats comportent une durée (en général 15 à 20 ans à compter de la mise en service) et un prix d’achat garanti pendant toute cette durée, avec quelques modalités complémentaires.

Comme il s’agit d’appels d’offres ouverts à la concurrence, on peut penser que les prix d’achat proposés par les adjudicataires reflètent correctement les coûts de production estimés.
A titre indicatif, et au vu des derniers appels d’offres, les tarifs de rachat sont d’environ :

• -85 €/MWh pour l’éolien terrestre (environ 2 fois le tarif de référence)
• -180 €/MWh pour l’éolien offshore (environ 4 fois le tarif de référence)
• -150 €/MWh pour le photovoltaïque (environ 3 fois le tarif de référence).

On désigne par tarif de référence (en simplifiant) le tarif auquel l’électricité s’échange au niveau européen en moyenne sur l’année, soit actuellement environ 45 €/MWh.

Les distributeurs, au premier rang desquels EDF, ont ensuite l’obligation d’acheter l’électricité à ces fournisseurs, aux prix fixés par leurs contrats.

EDF refacture ce supplément à ses clients, dans le cadre d’une « contribution au service public de l’électricité » (CSPE) qui figure sur la facture mensuelle ou bimestrielle ¹⁰.

En 2014, les obligations d’achat d’électricités dites « renouvelables » auront représenté une majoration de l’ordre de 10% de la facture des usagers particuliers. Cette majoration, déjà reconnue comme insuffisante pour compenser les obligations d’achats, ne cesse d’augmenter d’année en année.

On n’entrera pas dans les détails concernant ces mécanismes. D’une façon plus générale, les aspects financiers du recours accru aux énergies intermittentes mériteraient d’amples développements. En raison des déséquilibres physiques qu’elles engendrent (brusques excédents à des moments inopportuns et vice-versa) elles sont susceptibles de désorganiser la répartition du courant sur le réseau interconnecté et par corollaire le marché des prix « spot » de l’électricité ¹¹.

5. Conclusions.

Autant que l’on sache, les deux principales raisons alléguées par l’UE en faveur de sa politique énergétique sont, d’une part la réduction du recours aux énergies fossiles et des émissions de CO₂, d’autre part la réduction de la dépendance énergétique. On y ajoute parfois le désir de servir d’exemple au monde entier.

On a vu ce qu’il en était du recours aux énergies fossiles. Ce problème serait de toute façon mondial et l’UE ne pèse dans ce domaine que de façon de plus en plus marginale, ce qui montre que le reste du monde est loin de partager notre enthousiasme.

L’Union européenne a cru devoir s’engager résolument et à grand frais dans les énergies intermittentes : pour une population égale à 7% de la population mondiale, l’UE compte actuellement 35% de la puissance installée en éolien et 55% en photovoltaïque. Les conséquences économiques de ce choix commencent à se faire sentir, notamment en Allemagne et au Royaume-Uni, où des voix s’élèvent pour réclamer un ralentissement (voire un moratoire) des investissements en matière éolienne et photovoltaïque. Les récriminations portent notamment sur l’augmentation du prix de l’électricité qui nuit à la compétitivité ainsi que sur les risques de coupures de courant en hiver.

De toute évidence, le monde ne pourra pas se sortir du sous-développement énergétique et électrique à l’aide de l’éolien et du solaire ¹², mais en utilisant les ressources fossiles. Celles-ci sont quasi-inépuisables à vue humaine, largement réparties au travers du globe (comme on commence à le découvrir), leur extraction et leur transformation font appel à des techniques éprouvées, et elles peuvent être transportées aisément à de grandes distances.

Les énergies intermittentes n’ont pu et ne pourront dans l’avenir se développer que moyennant des subventions massives (plus de 3 milliards d’euros pour l’année 2014 en France, qui n’est pourtant pas en pointe dans ce domaine). Elles représentent pour les utilisateurs d’électricité – particuliers et entreprises, c’est-à-dire en fin de compte tous les citoyens – un coût supplémentaire qui ne peut aller qu’en s’aggravant.

L’intermittence qui leur est inhérente ne pourrait être corrigée ou compensée que par des dispositions de caractère futuriste – et de toute façon coûteuses – de stockage, de distribution et de transport d’énergie électrique.

Enfin, et c’est une question qui n’a pas été abordée ici, ces sources d’énergies ne sont pas sans comporter quelques inconvénients qui n’ont pas encore tous été dévoilés ¹³.

Toutes ces considérations ne constituent pas un motif suffisant pour condamner les énergies intermittentes, ne serait-ce que parce que les technologies qu’elles contribuent à développer peuvent engendrer des applications imprévues et bénéfiques.

Mais il serait raisonnable de ne pas céder aux engouements, et de leur réserver dans les politiques énergétiques la part qu’elles méritent qui ne saurait être que limitée.

1 Organisation de développement et de coopération économique, regroupant actuellement les 34 États les plus développés (dont 21 Etats de l’Union européenne), représentant 18% de la population mondiale (1,26 milliards d’habitants sur 7,3 milliards) et 63% du PIB mondial (47 milliards de dollars sur 75 milliards).
2 Pour les États de l’Union européenne : entre 5 et 10 TWh/Mhab (sauf quelques exceptions). Pour la Chine, réputée entièrement raccordée (?) : 3,9 TWh/Mhab. Pour l’Inde, seulement 0,9 TWh/Mhab, etc.
3 Il existe au Danemark 4 700 éoliennes (dont 500 offshore) répartis dans 1 150 « parcs ». Si elles étaient réparties sur l’ensemble
du territoire, on aboutirait à un quadrillage d’une éolienne tous les 3 km.
4 Le Danemark prétend éliminer l’électricité fossile en 2035 : l’expérience sera intéressante à suivre ; toutefois, l’organisation
énergétique du Danemark est très spécifique et elle paraît impossible à transposer dans de grands pays.
5 C’est le terme de « facteur de capacité » ou « capacity factor » qui est utilisé par Eurostat. On le retiendra ici.
6 Lors des deux derniers appels d’offres lancés en France, les facteurs de capacité escomptés par les adjudicataires étaient en 2012 de 35% (6,8 TWh / an pour 1 928 MW installés) et en 2014 de 40% (3,9 TWh / an pour 992 MW installés) ; cette dernière valeur paraît très optimiste, surtout tout au long des 20 ans de production prévus, ce qui pourrait ouvrir la porte à des contentieux.
7 La France (qui est exportatrice nette d’électricité sur l’année) importe et exporte exclusivement avec ses sept voisins immédiats.
8 C’est ce qui est en train de se passer en Allemagne. Mais ce sujet mériterait un développement spécial.
9 Site http://www.cre.fr/
10 La CSPE ne comporte pas uniquement la compensation des obligations d’achats des intermittentes, mais aussi celles d’autres
énergies renouvelables (biomasse) et de cogénération, ainsi que diverses contributions, sociales et autres.
11 De sorte qu’il peut arriver que les prix d’achat de l’électricité deviennent négatifs en cas de surproduction momentanée.
12 Ni en détruisant des forêts au motif que le bois combustible serait « renouvelable ».
13 Parmi les opposants aux éoliennes, on commence à trouver des associations écologistes.

1. Introduction.

Il existe trois modes industriels principaux d’utilisation de l’énergie du soleil :

-le solaire thermique, utilisé directement pour le chauffage et l’eau chaude ;

-le solaire photovoltaïque, qui transforme directement l’énergie solaire en électricité ;

-le solaire dit « thermodynamique » ou « à concentration », qui comme son nom l’indique consiste à concentrer le rayonnement du soleil vers une zone focale (ponctuelle ou linéaire) où l’on a disposé un réservoir de liquide. Par ce moyen, le liquide dit « caloporteur » est chauffé à très haute température et constitue en quelque sorte une source d’énergie thermodynamique secondaire. Celle-ci est alors utilisée pour produire de l’électricité, selon des procédés analogues à ceux des centrales thermodynamiques classiques (avec lesquelles le solaire à concentration peut d’ailleurs être couplé).

C’est cette troisième technique qui sera traitée ici.

Les indications et les chiffres qui suivent sont issus de deux sources principales : EurObserv’ER (baromètre solaire, mai 2014) et CSP World (Concentrated solar power), ainsi qu’Eurostat et diverses sources industrielles ¹ .

On mentionnera les termes anglo-saxons à la suite des termes français.

2. Technologies actuelles.

On distingue en général quatre types de centrales solaires à concentration (définitions sommaires) :

-centrales à collecteurs cylindro-paraboliques (parabolic trough, trough signifie auge) ; un miroir parabolique de forme allongée renvoie le rayonnement vers un tube parallèle au miroir ;

-centrales à tour (central receiver, power tower) : des miroirs renvoient le rayonnement vers un point focal situé en haut d’une tour ;

-centrales à réflecteurs à miroirs de Fresnel linéaires (CLFR) : les miroirs sont en général du type cylindro­paraboliques, mais avec des courbures plus faibles ; leur orientation peut éventuellement varier ;

-centrales à capteurs paraboliques (dish Stirling, du nom de l’inventeur d’un moteur) : un miroir parabolique renvoie le rayonnement vers un moteur à combustion externe ;

Le couplage avec d’autres procédés thermodynamiques (centrales hybrides) est connu sous la dénomination ISCC (Integrated solar combined cycle).

Les liquides caloporteurs peuvent être des huiles ou des sels fondus.

On ne détaillera pas les aspects techniques de ces différents procédés, qui sont d’ailleurs en évolution.

3. Avantages et limitations.

L’avantage principal de cette technique est l’interposition d’un circuit de chaleur entre le rayonnement solaire et la production d’électricité. De ce fait, la chaleur peut être emmagasinée et on atténue ainsi le caractère intermittent du solaire, en prolongeant l’efficacité de quelques heures après le coucher du soleil (les nombres d’heures annoncés par les sites spécialisés sont à prendre avec circonspection).

Cela étant, les promoteurs de la technique reconnaissent eux-mêmes que ces procédés ne sont viables que dans les régions du monde les plus ensoleillées, recevant au moins 1 900 kWh par m2 et par an, c’est-à-dire les zones teintées en jaune de la carte ci-dessous, qui se situent exclusivement au sud du 40ème parallèle.

On reconnaîtra sans peine les principaux déserts de la planète, ce qui n’est pas un hasard.

Compte tenu des surfaces importantes que nécessitent ces installations pour obtenir des puissances installées significatives, les sites possibles se limitent précisément aux zones désertiques ou semi-désertiques, ou en tous cas peu peuplées. En outre, ces zones doivent si possible éviter la présence proche de massifs montagneux qui porteraient ombre en début et en fin de journée.
En Union européenne, les seules zones répondant à ces critères se trouvent dans le sud de l’Espagne et les îles de la Méditerranée.

4. Implantations et puissances installées, actuelles et futures.

Actuellement, on compte dans le monde 118 centrales en service, totalisant 3 820 MW installés, dont :
-82 centrales commerciales (3 780 MW installés, soit en moyenne 46 MW/centrale ²)
-12 centrales de démonstration (quelques MW/centrale)
-24 centrales de recherche et développement (quelques MW/centrale)

-Centrales commerciales en service : le tableau ci-dessous en donne le détail à fin 2013 (source CSP).

Sur les 72 centrales cylindro-paraboliques, 6 sont couplées (système ISCC) avec des centrales thermodynamiques utilisant des combustibles divers (180 MW au total).
Les puissances installées se trouvent pour 62% en Espagne (dont les 51 centrales ont été mises en service pour l’essentiel entre 2009 et 2013) et 31% aux Etats-Unis. Le reste est partagé entre une douzaine de pays qui ne disposent en général que d’une seule centrale (mais 2 aux Emirats Arabes Unis et 2 en Inde).

Centrales commerciales en construction : le tableau ci-dessous en donne le détail en 2014 (source CSP). Les dates de mises en service ne sont pas précisées.

Les centrales cylindro-paraboliques sont nettement prépondérantes, qu’il s’agisse des centrales en service ou en construction.

Centrales commerciales à l’étude : CSP fait état de projets réputés « en développement » :19 projets pour une puissance totale de 4 800 MW installés. Parmi ceux-ci, 2 centrales de 500 MW aux USA et 2 000 MW pour le projet tunisien « TuNur », et aucun en Espagne. Il s’agit majoritairement de centrales à tour. Ces projets semblent être à moyen ou long terme, si toutefois ils voient le jour.

Centrales commerciales abandonnées : 7 projets de centrales (1 000 MW) ont été abandonnés.

Perspectives plus lointaines : annoncées par des organismes officiels, nationaux, européens ou internationaux, ou encore par des industriels, elles devraient inspirer la plus grande méfiance ³. On a vu que l’Espagne, pays pionnier, n’a plus aucun projet en construction ni à l’étude, la raison principale étant la remise en cause des subventions qui avaient permis l’édification de son parc solaire.

En supposant que tous les projets « en développement » voient le jour dans les dix ans, ce qui est très optimiste, et qu’aucune centrale existante ne ferme d’ici là, on aboutirait en 2025 à environ 130 centrales pour une puissance installée de 10 500 MW, soit (avec un facteur de charge de 27%, voir ci-après) une production annuelle de 25 TWh pour le monde entier. A titre de comparaison, cette production équivaut à 4,5% de la production totale d’électricité en France (550 TWh).

5. Facteur de charge.

On rappelle que le facteur de charge est défini comme le rapport (généralement exprimé en pourcentages) entre la production réelle sur l’année et la production théorique calculée à partir de la puissance installée supposée produire pendant les 8 760 heures de l’année.

On prendra le cas de l’Espagne qui dispose du premier parc du monde, et qui a déjà quelques années d’expérience -sachant toutefois que ses installations sont relativement récentes et n’ont pas encore affronté l’épreuve du temps, de l’usure et des dégradations.

Le tableau ci-après permet de comparer les performances du solaire thermodynamique à celles du solaire photovoltaïque. La puissance installée annuelle de l’année n est calculée en faisant la moyenne des puissances installées en fin d’années n-1 et n, elle est donc approximative, de même que les facteurs de charge.

Par conséquent, à climat égal le facteur de charge du thermodynamique est supérieur à celui du photovoltaïque, ce qui est normal, mais ceci dans des proportions relativement modestes.

Certaines données américaines font état de facteurs de charge supérieurs (plus de 30%) ; toutefois, l’exemple de l’Espagne est significatif de la situation géographique et climatique du sud de l’Europe et par conséquent du potentiel éventuel de cette technique de production dans l’Union européenne.

Il faut enfin rappeler que la production solaire espagnole représente, par rapport à sa production brute d’électricité, respectivement 2,8% pour le photovoltaïque et 1,5% pour le solaire thermodynamique.

6. Coûts et subventions.

Les données suivantes sont empruntées à EurObserv’ER qui cite lui-même Irena (International Renewable Energy Agency) quant aux coûts de production en 2012.
Le facteur de charge est supposé compris entre 27% (régions les plus ensoleillées) et 20% (les moins ensoleillées).

-cylindro-parabolique : 290 à 380 €/MWh ;
-cylindro-parabolique avec système de stockage : 170 à 370 €/MWh.

-centrales à tour avec système de stockage ; 200 à 290 €/MWh

Pour les pays européens, ce sont les hauts de fourchettes de coûts qu’il faut retenir (les bas de fourchettes correspondent à des pays hors OCDE en général très ensoleillés).

Ces ordres de grandeur suffisent pour se faire une idée de ce qu’est ou serait actuellement le coût de production en Europe du solaire thermodynamique, soit entre 290 et 380 €/MWh.
En France le dernier appel d’offres lancé par le CRE a abouti à un tarif d’achat garanti de 349 €/MWh, ce qui confirme les chiffres précédents.

Par rapport au prix moyen de l’électricité sur le marché européen (environ 50 €/MWh), le solaire thermodynamique serait donc actuellement 7 fois plus cher.

7. Conclusions.

Pour avoir une idée de l’avenir de ce type de production électrique, il est bon de rappeler un certain nombre de faits.

-Il s’agit d’une énergie intermittente. Les dispositifs qu’on lui adjoindrait pour remédier à ce grave inconvénient ne peuvent que renchérir le coût de l’investissement et donc de la production, sans annuler son caractère intermittent.

-Cette énergie est très coûteuse, même dans des endroits privilégiés par le climat. Elle ne peut se développer qu’au prix de subventions considérables.

-A regarder la carte mondiale des ensoleillements, on peut penser au premier abord que l’espace ne manque pas pour implanter ces centrales, qui exigent des surfaces importantes. Toutefois, et ceci n’est pas un hasard, les régions privilégiées par les forts ensoleillements sont le plus souvent des régions arides, inhospitalières, inhabitées ou presque, et par conséquent éloignées des gros centres de consommation électrique. Or l’électricité ne peut être transportée sur de longues distances sans importantes pertes de charge.

-Il est séduisant pour les pays qui manquent de place ou de soleil d’imaginer sur le papier des installations énormes dans les déserts des pays du sud. L’application sur le terrain serait tout autre chose : ces régions sont souvent caractérisées par des frontières incertaines et disputées, des conflits ethniques et des incursions violentes qui ne vont pas s’interrompre comme par enchantement. Ces violences (dont on a vu quelques exemples récents) seraient évidemment exacerbées du fait des intérêts économiques et financiers liés à des installations industrielles de cette importance. La menace sera donc permanente aussi bien au stade de la construction qu’à celui de l’exploitation.

-La mise sur pied de telles opérations ne peut se faire par la contrainte. Elle nécessitera immanquablement des négociations pluripartites, avec des États ou des groupes organisés dont on connaît la propension aux surenchères et aux discussions interminables, et qui attendent au tournant les nations réputées riches. La longueur des procédures ne constitue pas un obstacle rédhibitoire, mais il serait imprudent de s’engager financièrement et techniquement sans garanties suffisantes et surtout en tablant sur des délais irréalistes.

La solution la plus raisonnable serait de laisser les choses en l’état, c’est-à-dire de terminer les constructions entreprises, éventuellement de donner suite à quelques projets modestes de centrales commerciales et à des installations de démonstration et de recherche et développement pour faire évoluer la technologie, et d’observer comment tout cet ensemble fonctionnera et vieillira.

En tout état de cause, on a vu que même dans une perspective moins raisonnable, la production solaire thermodynamique à concentration – et donc son coût global pour la collectivité – n’occuperait qu’une part extrêmement modeste dans la production électrique.

Mais on sait que la raison n’est pas toujours ce qui caractérise la politique énergétique.

1 L’inconvénient de la documentation existante sur ce sujet, d’où qu’elle vienne, est qu’elle sacrifie souvent l’exposition des faits à la propagande, loi du genre dans de nombreux domaines ; il suffit de le garder à l’esprit et de s’en tenir aux faits et aux chiffres, qui peuvent être aisément vérifiés.
2 Rappelons qu’une grosse centrale thermodynamique classique déploie 800 MW et un réacteur nucléaire entre 900 et 1 400 MW.
3 Rappelons la faillite de Solar Millenium (Allemagne) et l’abandon de la filière par Siemens. En outre, s’agissant de l’Union européenne, selon EurObserv’ER, « la feuille de route solaire thermodynamique des Plans d’action nationaux énergies renouvelables (…). Du fait du contexte économique et politique actuel (elle) semble aujourd’hui hors de portée ». Le graphique présenté dans le « baromètre » montre en effet une quasi-stagnation des puissances installées entre 2013 et 2015.

1. Introduction.

La question des ressources pétrolières, de leur évolution et des perspectives de leur épuisement donne lieu depuis des décennies à une quantité innombrable de publications de toutes sortes. Périodiquement, à telle ou telle occasion fournie par l’actualité économique, politique ou géostratégique, ou encore du fait de l’intérêt porté à ces questions par des organismes administratifs, industriels ou universitaires, se pose notamment la question de savoir à quel horizon les ressources pétrolières planétaires seront épuisées, ce qui en effet adviendra bien un jour.
La présente note a pour objet de fournir quelques éléments d’appréciation sur ce sujet en récapitulant des données historiques aisément accessibles.
Les données utilisées sont pour l’essentiel issues de la publication statistique annuelle de British Petroleum (BP) : Statistical Review of world energy, édition 2014, qui comporte des séries longues pour toutes les sources d’énergies, jusqu’en 2013 inclus.

2. La notion de « pic pétrolier ».

2.1 Généralités.

Cette notion est surtout connue par son expression anglo-saxonne « peak-oil ».

On considère les différentes phases d’exploitation d’un gisement ¹ de pétrole. Le rythme d’exploitation est au début lent et progressif, pour différentes raisons : phase d’apprentissage de l’exploitation, organisation de la commercialisation, etc. Il y a ensuite une phase de croissance plus rapide, avec éventuellement de nouvelles découvertes, suivie d’un quasi-palier puis d’une décroissance (souvent appelée « déplétion ») du fait de l’épuisement progressif du gisement et des difficultés d’extraction en fin de vie.
C’est la période quasi stationnaire qui détermine le « pic pétrolier », défini comme le moment où la production passe par un maximum et commence à décroître. Le graphique de la quantité produite (par exemple le tonnage annuel) en fonction du temps prend la forme d’une courbe « en cloche » plus ou moins régulière.

On notera que cette notion de « pic » peut être appliquée à n’importe quelle autre substance dont la quantité est limitée.

2.2 Cas de la Norvège et du Royaume-Uni.

On prendra comme exemples les gisements des eaux territoriales en mer du Nord, respectivement celles de la Norvège et celles du Royaume-Uni. On sait que les découvertes de ces gisements « off-shore » et le début de leur exploitation remontent au début des années 1960.

Voici les graphiques de production pour ces deux ensembles, qui comportent chacun plusieurs champs pétrolifères qu’on ne détaillera pas ici.

Malgré des irrégularités, les courbes présentent bien la configuration décrite précédemment. Le pic pétrolier a eu lieu au tournant de l’année 2000 pour les deux pays et la déplétion paraît inexorable. Les courbes sont très grossièrement symétriques, malgré des différences d’allures entre la montée en puissance et la déplétion des gisements.

Une autre représentation graphique possible consiste à tracer les productions cumulées, ce qui a pour intérêt notamment de limer les irrégularités de production dues à des accidents de conjoncture ou autres causes occasionnelles et non structurelles.

Voici le graphique des productions cumulées.

Ces courbes sont extrêmement intéressantes. Ce sont des « courbes en S » ou « courbes logistiques » ² (celle de la Norvège est particulièrement caractéristique), avec un point d’inflexion où la pente est maximum et qui correspond à l’époque du pic pétrolier. On voit que ces courbes tendront à la longue vers des maxima qui représentent la capacité des gisements de mer du Nord et seront atteints lors de leur épuisement.

2.3 Production et réserves. Cas de la Norvège.

Il est maintenant intéressant de rapprocher les productions réalisées et les réserves estimées, c’est-à-dire ce qui à chaque instant reste à exploiter dans chacun des gisements compte tenu des extractions antérieures. Les estimations de réserves ont évolué dans le temps, au fur et à mesure des améliorations technologiques, des nouvelles découvertes et de la mise en exploitation de nouveaux puits.

On considèrera le cas de la Norvège. Voici le graphique des estimations de réserves année après année depuis 1980.

Ainsi en 1980, alors qu’avaient déjà été extraites un peu plus de 100 millions de tonnes (Mt) de pétrole, on estimait les réserves à 400 Mt, ce qui signifie que le gisement de l’époque (site Ekofisk pour l’essentiel) était crédité d’une capacité d’environ 500 Mt.
Par la suite, la découverte puis la mise en exploitation de sept autres sites ont conduit à réévaluer régulièrement les réserves. A l’époque du pic pétrolier, on estimait les réserves à environ 1 400 Mt alors que 2 000 Mt avaient déjà été extraites. En 2014, environ 3 500 Mt ont déjà été extraites et on estime à 1 000 Mt ce qui reste (une nouvelle découverte a été faite en 2012), soit si ce dernier chiffre est confirmé une capacité totale de 4 500 Mt dont l’horizon d’épuisement n’est évidemment pas connu (on cite parfois la date de 2040).
La capacité estimée des gisements norvégiens de la mer du nord a donc été multipliée par 10 en trente ans ³.

3. Production et consommation mondiales de pétrole.

3.1 Évolution de la production et de la consommation.

On sait que les ressources pétrolières sont très inégalement réparties dans le monde, ce qui tient à l’histoire géologique des continents. L’équilibre entre la production et la consommation ne peut donc être assuré que globalement et moyennant un ensemble d’exportations et d’importations massives par voie maritime ou terrestre.

Le graphique suivant représente l’évolution de la production et de la consommation mondiales depuis un demi-siècle. La série ne commence qu’en 1965, origine des séries des statistiques BP.

On peut constater visuellement que les deux courbes sont très proches l’une de l’autre, voire souvent confondues.

Il y a donc eu une adéquation satisfaisante entre offre et demande mondiale, les faibles écarts annuels étant peu significatifs (stocks de fin d’années, etc.) : on ne note sur longue période ni surproduction notable ni pénurie notable, en dépit de troubles fréquents au Moyen-Orient ⁴. Autrement dit, la demande globale des consommateurs a déterminé l’offre des producteurs, laquelle s’est adaptée sans difficultés apparentes.

La production annuelle, fortement croissante jusqu’en 1973, s’est ensuite notablement ralentie. Puis les deux périodes troublées de 1973-1974 et de 1979-1982 marquées par les deux « chocs pétroliers » ont profondément perturbé le rythme de production ; ces évènements sont bien visibles sur la courbe ; on se rappelle que ces périodes ont connu des augmentations de prix très importantes ; on ne reviendra pas sur les évènements qui ont déterminé ces deux épisodes appartenant maintenant au passé éloigné.

Depuis 1983 environ, la production annuelle a crû de façon pratiquement linéaire, d’où l’allure rectiligne de la courbe malgré quelques irrégularités.

On ne décèle pas (disons « pas encore ») d’allure « en cloche ». A s’en tenir à l’aspect visuel, il semble donc que l’on soit encore loin du maximum de production caractéristique d’un « pic pétrolier ».

3.2 Production mondiale cumulée.

Comme pour les deux États analysés précédemment, il est possible de tracer la courbe de la production mondiale cumulée. C’est l’objet du graphique suivant.

La série BP ne commence qu’en 1965 ; à cette époque, la production cumulée était d’environ 25 milliards de tonnes (Gt), on a donc translaté la courbe de 25 Gt vers le haut pour obtenir la production cumulée depuis l’origine.

La courbe de production annuelle n’accusait pas de forme « en cloche », il n’est donc pas surprenant que la courbe de production cumulée ne manifeste pas d’allure « en S ». Le pic pétrolier ne parait pas être actuellement en vue.

4. Évolution des réserves estimées.

On a vu sur l’exemple des gisements de la mer du Nord que les réserves avaient été réévaluées en permanence, au fur et à mesure de la meilleure connaissance des gisements exploités et de la découverte de gisements supplémentaires.

La notion de réserves « prouvées » généralement utilisée correspond aux réserves détectées et exploitables selon des technologies existantes ou en cours de mise au point. Contrairement aux productions et aux consommations, qui sont des données observées, les réserves résultent d’estimations déclarées par les compagnies pétrolières ou les États.

Il peut certes exister des surestimations et de sous-estimations dues à des erreurs d’appréciation ou à des arrière-pensées stratégiques. Toutefois, il est permis de considérer que ces approximations se compensent plus ou moins et que les ordres de grandeur globaux sont à peu près fiables.

Le graphique suivant représente l’historique des réserves « prouvées » selon la série statistique de BP, qui ne commence qu’en 1980. Comme la série longue est exprimée en barils, on l’a convertie en tonnes en utilisant le ratio BP de 2013 (soit 7,1 barils par tonne).

En 1980, la production cumulée était de 65 Gt et les réserves étaient estimées à 100 Gt, soit 65 + 100 = 165 Gt de capacité totale.
En 2013, la production cumulée a atteint 185 Gt et les réserves sont estimées à 240 Gt, soit 185 + 240 = 425 Gt de capacité totale ⁵.

La capacité totale estimée est donc passée en trente ans de 165 à 425 Gt, soit une multiplication par 2,5.

Une autre manière de présenter l’évolution des réserves estimées est d’utiliser le ratio : « rapport entre réserves estimées en fin d’année et production de la même année », soit R/P, ce qui donne la durée qui resterait à courir jusqu’à épuisement des réserves dans le cas – tout théorique évidemment – où la production se stabiliserait au niveau actuel.

Ce ratio était :
En 1980, de 100 / 3 = 33 ans.
En 2013, de 240 / 4,1 = 58 ans ⁶.

Par conséquent, l’horizon d’épuisement des ressources pétrolières n’a cessé de s’éloigner au fil des années malgré la croissance de la production annuelle, sous l’effet des progrès technologiques et des nouvelles découvertes. Or d’une part les progrès technologiques n’ont aucune raison de s’interrompre et d’autre part de nouvelles découvertes sont d’ores et déjà prévisibles (les régions arctiques notamment sont âprement convoitées, mais pas seulement). Enfin les gisements non conventionnels (dont les schistes) peuvent révéler des ressources nouvelles.

Il est donc assez vraisemblable que les réserves continueront à être régulièrement réévaluées, et peut-être de façon notable, quoique les pronostics chiffrés en la matière restent hasardeux.

5. Évolution de la consommation de pétrole.

5.1 Le rapport Meadows.

Il est intéressant d’évoquer ici une étude qui a fait grand bruit vers 1970 : il s’agit du rapport « Meadows » du nom des deux auteurs (Massachusetts Institut of Technology, MIT), publié sous le titre « The Limits to Growth » (les limites de la croissance). Ce rapport a malheureusement été dévoyé par le tristement célèbre « club de Rome » spécialisé dans les prévisions aussi catastrophistes qu’erronées, sous le titre français « Halte à la croissance ? » (le point d’interrogation étant toutefois de rigueur), qui politisait et dramatisait ce travail pourtant méthodique et méritoire compte tenu des connaissances et des moyens de calculs de l’époque. Dans ce rapport (tableau 4A) les auteurs estimaient au minimum les réserves de pétrole à 455 milliards de barils, soit environ 65 Gt (s’ajoutant à environ 35 Gt déjà extraites). Mais ils émettaient l’hypothèse complémentaire (note n°4 du tableau 4A) qualifiée d’ « optimisée » que les réserves puissent être 5 fois plus importantes, ce qui donnait donc une capacité totale d’environ 5 x 65 + 35 = 360 Gt. On notera que ce chiffre n’est pas très éloigné des estimations actuelles (425 Gt comme on a vu).

Toutefois, dans cette hypothèse « optimisée », les auteurs concluaient à un épuisement des ressources mondiales au bout de 50 ans, c’est-à-dire en 2020, ce qui cette fois s’est révélé totalement erroné.

En fait, l’erreur d’appréciation des consorts Meadows était d’avoir basé leurs calculs prévisionnels sur la poursuite d’une croissance exponentielle de la consommation, donc de la production. C’est en effet ce qui avait été observé depuis la fin de la seconde guerre mondiale (les « trente glorieuses ») ⁷ mais il n’était guère plausible que ce type de croissance se prolonge très longtemps, compte tenu du caractère exceptionnel de cette période de remise en marche de l’économie mondiale.

On vient de voir en effet que la croissance s’était bien assagie depuis lors.

5.2 Tendances actuelles.

La tendance générale dont on vient de parler dissimule de fortes disparités entre les grandes régions du monde, comme l’indique le graphique suivant.

On a fait débuter ce graphique en 1980 pour éliminer la période peu significative des deux chocs pétroliers.

On voit que les pays les plus développés : Amérique du nord, Europe, Japon, Australie, Corée du sud, ont stabilisé puis diminué leurs consommations sous l’effet des politiques d’économies d’énergie puis de la crise financière de 2008. La Russie et les pays voisins quant à eux ont stabilisé leurs consommations depuis l’effondrement de l’URSS.
La consommation totale de ces pays développés et assimilés représente actuellement environ la moitié de la consommation mondiale.

En revanche, la consommation du reste du monde est en croissance régulière, surtout en Asie.

Du fait de ces évolutions contraires, la croissance annuelle de la consommation mondiale de pétrole est sensiblement linéaire et actuellement inférieure à 1,2% (en la calculant sur une dizaine d’années). Elle a notamment été de 1,1% entre 2012 et 2013.

5.3 Un peu de prospective.

Il est peu vraisemblable que l’on assiste à une « explosion » de la demande de pétrole dans les pays en développement ni à un renversement des politiques d’économies d’énergie dans les pays développés. C’est pourquoi une prolongation de la tendance actuelle (observée depuis trente ans rappelons-le) pendant encore quelques décennies n’est pas une hypothèse déraisonnable. Simplement à titre d’exercice, supposons donc que la consommation, qui était de 4,1 Gt en 2013, continue à croître linéairement à partir de cette date au rythme de 1,2% par an sans s’infléchir. Pour parvenir à épuiser les réserves estimées actuelles (soient 240 Gt) le calcul montre qu’il faudrait environ 45 ans ⁸ ce qui conduit à l’horizon 2060 environ. Cette première estimation est déjà intéressante en soi.

Mais les choses pourraient évoluer de façon différente. En effet, comme dans de nombreux autres domaines de la consommation et du mode de vie, il est probable que l’ensemble du monde se rapprochera peu à peu des standards occidentaux. A moyen ou long terme la consommation des pays en développement, et donc la consommation mondiale, devrait donc progressivement tendre vers une stabilisation puis une décroissance.

Par ailleurs, les réserves estimées ont toutes chances d’augmenter encore dans les prochaines décennies pour les raisons indiquées précédemment. Enfin, il est illusoire de penser que pour des raisons idéologiques ou autres le monde puisse laisser en place la moindre réserve accessible de cette matière première à haute valeur énergétique et pratiquement irremplaçable dans de nombreux domaines.

En partant de ces prémisses, il n’est pas déraisonnable de considérer que le monde disposera encore de ressources pétrolières au moins jusqu’à la fin du XXIème siècle, le « pic » s’étant produit entre temps.

Bien entendu, il n’est pas interdit de préparer l’ « après-pétrole », mais méthodiquement et calmement, et sans permettre aux émotions, aux préjugés, aux idéologies et aux mensonges institutionnels de prendre le pas sur les considérations scientifiques. Il n’est pas certain que le monde ait cette sagesse, et c’est là la principale incertitude.

1 Par « gisement », on peut entendre un champ précis, ou un ensemble de champs situés dans un secteur donné, ou encore les ressources totales d’un Etat, voire une région du monde ou même le monde entier comme on va le voir.
2 Ce type de courbe présente un caractère universel ; on la rencontre dans un très grand nombre de phénomènes : psychologie, biologie, sociologie, physique, etc. Mathématiquement, la courbe en S est la dérivée de la courbe en cloche.
3 Notons que la Norvège, qui possède des eaux territoriales en océan Arctique, envisage désormais l’exploitation de ces ressources pour assurer le relais de celles de la mer du Nord.
4 Les fluctuations parfois importantes des cours du pétrole brut au cours de la période semblent répondre à de tout autres causes que la simple loi de l’offre et de la demande, causes que l’on n’analysera pas ici.
5 BP tient un compte à part de deux gisements particuliers : les sables bitumineux du Canada et le gisement Orinoco du Venezuela, pour des raisons qui ne seront pas exposées ici. Ces deux réserves cumulées représenteraient environ 60 Gt supplémentaires. Le présent graphique ne les prend pas en compte.
6 BP donne en 2013 un R/P plus faible (53,3 ans), pour des raisons non élucidées. Si on tenait compte des réserves supplémentaires du Canada et du Venezuela, le R/P serait de 70 ans.
7 Cette erreur était courante à l’époque. Elle avait déjà été celle du révérend Thomas Malthus, un siècle et demi plus tôt. Il serait hasardeux de considérer qu’elle a été totalement éradiquée de la pensée scientifique…
8 Et 54 ans si l’on prend en compte les 60 Gt de réserves supplémentaires du Canada et du Venezuela, ce qui conduit à l’horizon 2070 environ.