Alors que le gouvernement français regarde ailleurs, l’économiste Cédric Philibert explique, dans une tribune au « Monde », pourquoi la France aurait intérêt à développer ses capacités électriques renouvelables, que ce soit par le recours accru à l’hydroélectricité, au solaire ou à l’éolien.
(Ma tribune publiée dans le Monde ce matin 12 décembre 2023.)
Le même jour, à la COP28, deux appels ont été lancés.
Le premier, soutenu par plus de cent vingt pays, vise à tripler les capacités renouvelables électriques d’ici à 2030, et à doubler le rythme de progression de l’efficacité énergétique.
Le deuxième est un appel à doubler la production d’électricité nucléaire d’ici à 2050. Soutenu par une vingtaine de pays, il a été largement inspiré par le nôtre.
La simultanéité de ces deux appels invite à comparer leurs effets possibles sur les émissions de gaz à effet de serre, ainsi que leurs perspectives de succès. L’appel sur les renouvelables a beaucoup plus d’effets sur le climat, et, même si cela peut surprendre, sa réussite paraît davantage garantie.
Une œuvre de longue haleine
Les capacités renouvelables électriques s’élèvent aujourd’hui à plus de 4 000 gigawatts (GW, millions de kilowatts), hydroélectricité, solaire et éolien en tête. Elles ont produit 8 600 térawattheures (TWh, milliards de kilowattheures) en 2022 : l’hydroélectricité pour une moitié, l’éolien pour un quart, le solaire pour un peu plus d’un huitième, bioélectricité et géothermie fermant la marche. Au total près de 30 % de la production électrique mondiale.
L’Agence internationale de l’énergie (AIE) préconise dans son scénario « zéro émission nette en 2050 » (ZEN), compatible avec l’objectif de limiter l’augmentation de la température moyenne du globe à 1,5 °C, de porter les capacités renouvelables à 11 000 GW, un peu moins que ce fameux triplement. Examiner ce scénario donne une bonne idée des effets qu’aurait un succès, même partiel, de cet appel.
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Toutes les énergies renouvelables ne peuvent progresser au même rythme. En 2030, dans ce scénario ZEN, l’hydroélectricité n’aura progressé que marginalement : construire de nouveaux barrages dans les pays émergents est une œuvre de longue haleine, même si l’on peut aussi ajouter ou remplacer des turbines sur des barrages existants. La bioélectricité n’aura pas tout à fait doublé.
En revanche, la géothermie et surtout l’éolien auront bel et bien triplé. Le solaire aura été multiplié par plus de cinq, et représentera plus de la moitié des capacités renouvelables.
L’énergie solaire prendra alors la tête de la production d’électricité, suivie de l’éolien et de l’hydroélectricité. Avec la bioélectricité et la géothermie, ces énergies fourniront presque 60 % de l’électricité mondiale. La production d’électricité à partir du charbon sera alors divisée de moitié, celle de gaz n’aura pas augmenté. Pourtant, la production totale d’électricité aura progressé de 30 %.
Nombre de difficultés
Les effets se feront sentir au-delà du périmètre actuel de l’électricité. Celle-ci ne représente en effet aujourd’hui qu’un cinquième de l’énergie finale mise à disposition des consommateurs, sous forme de combustibles, de carburants et d’électricité. En 2030, la production électrique totale ayant augmenté de 30 %, elle fournira plus du quart de l’énergie finale, remplaçant notamment du charbon et du gaz dans l’industrie, du pétrole dans les transports.
Venons-en à l’appel à tripler la production nucléaire en 2050. En 2022, le nucléaire a produit 2 700 TWh, soit 9,5 % de l’électricité mondiale. Un triplement l’amènerait vers 8 000 TWh en 2050, soit 10,5 % de l’électricité totale. La consommation d’électricité aura alors plus que doublé, car elle fournira au moins la moitié de l’énergie finale.
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Ces chiffres illustrent clairement que les enjeux climatiques de l’appel à tripler les renouvelables en 2030 sont beaucoup plus élevés que ceux de l’appel à tripler le nucléaire d’ici à 2050. Or, ce dernier semble en France accaparer l’essentiel de l’attention des décideurs et des commentateurs.
Ces appels sont-ils susceptibles de se traduire concrètement sur le terrain ? L’appel à tripler le nucléaire suppose de résoudre nombre de difficultés. L’AIE, qui reste très favorable à l’énergie nucléaire, voit plutôt celle-ci à 6 000 TWh en 2050 (contre onze fois plus pour les énergies renouvelables). Plus optimiste, l’Agence internationale de l’énergie atomique (AIEA) l’imagine à 7 000 TWh.
Le désamour à l’égard de l’éolien terrestre
Les chances de succès de l’appel à tripler les renouvelables d’ici à 2030, bien qu’en sept ans seulement, paraissent au moins aussi grandes. Certes, les objectifs actuels des différents gouvernements conduisent à un doublement des capacités cumulées en 2030 plutôt qu’à un triplement. Mais beaucoup sont en avance sur leurs objectifs (pas la France, hélas). A commencer par la Chine, qui atteindra probablement, dès 2025, son objectif de 1 200 GW d’éolien et de solaire pour 2030.
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Le risque est moins de ne pas atteindre les 11 000 GW que d’y parvenir, surtout grâce au solaire, avec trop peu d’éolien. L’industrie éolienne souffre aujourd’hui de l’inflation des prix des matériaux, et des mesures « anti-inflation » prises par les banques centrales : l’augmentation des taux de base, qui affecte leur financement exclusivement privé.
Le solaire, lui, a déjà effacé l’augmentation récente du prix des modules et s’affiche à des prix plus bas que jamais, consacrant une dynamique explosive. Les capacités mondiales de production de modules photovoltaïques dépasseront bientôt 1 000 GW par an.
Mais les GW de solaire produisent de deux à trois fois moins d’électricité que les GW éoliens. Et, dans les pays tempérés, l’éolien, produisant davantage en hiver, est plus en phase avec la consommation d’électricité que le solaire, qui produit davantage l’été. Le désamour que manifeste le gouvernement français à l’égard de l’éolien terrestre, plus rapidement déployé que l’éolien maritime, est à cet égard préoccupant.
Un autre risque est de ne pas raccorder à temps aux réseaux d’électricité une fraction importante des nouvelles capacités éoliennes et solaires. Pour y parer, il faut naturellement renforcer et redéployer les réseaux, mais c’est un processus long. L’urgence commande de prioriser les projets qui se trouvent situés là où les réseaux sont prêts à les accueillir, et de rapprocher les projets éoliens et solaires. Ces deux énergies ne produisant presque jamais en même temps à 100 % de leur potentiel, cela permettra de mieux utiliser les capacités existantes des réseaux.
Cédric Philibert, chercheur associé à l’Institut français des relations internationales (IFRI), est l’auteur de « Eoliennes, pourquoi tant de haine ? » (Les Petits Matins/Institut Veblen, 192 pages, 18 euros).
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Tout cela est bien beau dans la zone intertropicale, où la consommation ne varie pas trop selon les saisons. Mais en France ?
Une bonne chose pour évaluer les possibilités futures de satisfaction de la consommation par une électricité renouvelable en totalité est de regarder ce qui se serait passé si la France avait disposé de telle ou telle capacité en éolien et en photovoltaïque au cours des dernières années.
Une simulation rétrospective, tenant compte de la consommation et des productions renouvelables heure par heure montre qu’il n’y a pas de solution sans recours au biométhane injecté dans le réseau pour produire de l’électricité lorsque cela est nécessaire.
Les données de RTE montrent que le chauffage électrique représente de 20% à 25% de la consommation d’électricité en hiver, jusqu’à 30% et plus lors des jours bien froids. Période à laquelle la production solaire est faible et celle de l’éolien très variable d’un jour à l’autre et selon les années.
Ainsi, au cours des onze derniers hivers, le facteur de charge mensuel de l’éolien a varié de 20,2% à 35,1% en novembre, de 17,9% à 41,4% en décembre, de 22,3% à 39,7% en janvier, de 23,9% à 51,0% en février et de 19,4% à 38,9% en mars.
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Si, par exemple, la capacité installée avait été de 100 GW pour l’éolien et de 200 GW pour le photovoltaïque, toutes choses égales par ailleurs avec uniquement les énergies renouvelables, de forts déficits ou excédents de production auraient été constatés selon les heures de l’année, situation très différente d’une année à l’autre.
Dans cet exemple, le cumul des productions horaires excédentaires (par rapport à la consommation intérieure, y compris le pompage des STEP) a toujours été supérieur à celui des productions horaires déficitaires. Mais ce solde excédentaire annuel de production a été très variable, de 17 TWh à 108 TWh selon les années.
Les variations sont telles d’un jour à l’autre et à l’intérieur d’une même journée que le seul stockage en STEP ou en batteries ne peut ajuster la production à la consommation. Les échanges avec d’autres pays ne pourraient que très partiellement améliorer la situation, et peu souvent si ces autres pays avaient une production d’électricité entièrement renouvelable.
Ainsi, sur la base des capacités précitées de 100 GW éolien et 200 GW photovoltaïque, pour les semaines 2 à 4 de 2022, le solde déficitaire de production par rapport à la demande intérieure aurait été de 6,3 – 6,0 – 5,7 TWh (calculé au pas horaire).
Durant ces semaines hivernales et selon « energy-charts », la production éolienne était très faible chez tous nos voisins (forte uniquement en Scandinavie). Ainsi, hors gaz renouvelable, aucune aide n’aurait pu être apportée par les importations dans une Europe à l’électricité entièrement renouvelable.
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Dans de telles situations, avec un solde déficitaire pendant deux à huit semaines consécutives selon les années et un déficit de 2 à 7 TWh selon les semaines, ni le déplacement de la demande, ni le stockage sous ses différentes formes ne peut adapter production et consommation au pas horaire.
Par exemple en 2022, année assez favorable, pour des capacités de 100 GW éolien et 200 GW photovoltaïque, toutes choses égales par ailleurs (hydraulique, bioénergies, STEP), le déficit horaire total aurait été de 112,7 TWh pour un excédent horaire total de 161,7 TWh (solde positif de 49 TWh).
Mais les excédents ne compensent pas les déficits puisqu’ils se produisent à des heures différentes.
Sans aucun stockage électrique (excepté pour la régulation du réseau en fréquence et en tension), il aurait fallu produire 112,7 TWh par un autre moyen en 2012. Cet autre moyen ne pouvant être que le gaz renouvelable injecté dans le réseau gazier si l’on veut rester sur des énergies renouvelables.
Ce gaz renouvelable étant disponible en 2050 selon l’étude de GRTgaz et GRDF : https://act4gaz.grdf.fr/system/files/document_download/file/2022-07/GRDF_PerspectivesGaz2022_Web-PaP.pdf
Dans les mêmes conditions, avec une capacité de stockage sur batteries de 100 GWh et un rendement système de 81% (round trip efficiency), le besoin de gaz renouvelable ne serait plus que de 87 TWh. Cette capacité est celle retenue par RTE pour 2050 dans le scénario « tout renouvelable ».
Avec une capacité de stockage (batteries) portée à 200 GWh, le besoin en gaz renouvelable ne serait plus que de 68 TWh et de 52 TWh pour une capacité de stockage (batterie) portée à 400 GWh.
Du fait de son rendement système très médiocre, y compris avec des CCGT, le stockage de l’hydrogène n’est pas une solution crédible. L’hydrogène doit être réservé à l’usage industriel (dont aciéries …), à de rares et limitées exceptions près.
Merci pour ce commentaire. L’étude RTE Futurs énergétiques 2050 affirme que dans son scénario 98% renouvelables (en 2050 FLA fonctionnera peut-être), le déficit d’énergie se monte à 17 TWh sur une production de plus de 700 TWh. Ce déficit peut effectivement être fourni par du biogaz, au travers de OCGT plutôt que de CCGT. Le rendement système est faible, bien entendu, mais quand on en arrive là il y a des excédents électriques notables en été, qui seraient dissipés s’ils ne sont pas utilisés pour fournir de l’hydrogène. Le capital immobilisé est important: électrolyseurs avec d’assez faibles facteurs de capacité, turbines à gaz avec des facteurs de capacité encore plus faibles. Mais répartis sur plus de 700 TWh leur coût, qui est le coût de la sécurité, n’est plus si important. Cela se compare au coût d’un groupe électrogène de secours à côté d’un hôpital… Ce coût serait réduit, d’ailleurs, si on utilise du gaz fossile, avec des implications très faibles en émissions de CO2. Ce qui reste à saisir, c’est pourquoi votre évaluation du besoin de secours thermique est aussi éloignée de celle de RTE.
On peut se demander quelle est la méthodologie concrète utilisée par RTE, au niveau horaire, pour obtenir les résultats publiés dans Futurs énergétiques 2050 (pour chacun des scénarios d’ailleurs).
Deux aspects en particuliers sont à interroger :
– le niveau d’échanges entre pays si toute l’Europe devient 100% renouvelable pour la production d’électricité : car la faiblesse photovoltaïque sera commune en hiver et les périodes de « sècheresse » éolienne de longue durée en hiver toucheront de vastes étendues territoriales, [par exemple : Raynaud et al. « Energy droughts from variable renewable energy sources in European climates » ]
– les excédents de production solaire en été ne sont pas aussi importants que l’on peut le croire, d’autant plus que le facteur de charge de l’éolien est généralement modeste en été.
L’utilisation de biométhane injecté dans le réseau gazier (pas le biogaz d’usage local en cogénération) doit se faire en CCGT (rendement de 60%) et pas en OCGT (rendement de 40%) pour économiser une ressource qui restera coûteuse et dont la disponibilité devra être mesurée. Le stockage sur batteries (diverses), STEP et autres (cryogénique ? … ) devra être privilégié et des capacités de stockage de quelques centaines de GWh devront être envisagées (100 GWh pour RTE).
D’une façon générale, la plupart des études sur le « 100% renouvelable » dans un pays donné ou pour toute l’Europe manquent de rigueur : au pas journalier parfois – ou sans préciser (horaire ou autre) – ou sur une seule année – ou en considérant une consommation constante tout au long de l’année – ou en prenant une moyenne des facteurs de charge éolien/solaire sur trente ans – ou en supposant une répartition homogène alors que certains territoires ne sont pas utilisables (montagnes, radars … ) …
Cela n’empêche pas qu’une électricité 100% renouvelable (incluant déchets et CSR) soit possible en France, à condition d’utiliser beaucoup de stockage (mais peu en H2) et du biométhane injecté dans le réseau gazier (en principe 100% renouvelable en 2050).
Les données de RTE du scénario M0 de Futurs énergétiques 2050 peuvent être testées avec les conditions météorologiques des années 2012 à 2023, en considérant les facteurs de charge de l’éolien, du photovoltaïque, de l’hydraulique renouvelable (hors STEP) et de la consommation, le tout au pas horaire.
Pour tenir compte de la différence des facteurs de charge (x1,78 selon M0), la capacité de 62 GW d’éolien en mer doit être remplacée par un équivalent de 111 GW d’éolien terrestre, ce qui donne au total 185 GW d’éolien terrestre équivalent (111 + 74) et 208 GW de solaire.
Ainsi fait, la production renouvelable est toujours inférieure à la consommation, de 8 à 89 TWh selon les années, excepté avec la météo de 2020.
Mais cela représente imparfaitement la réalité puisque le cumul des déficits horaires va de 172 à 223 TWh pour un cumul des excédents de 132 à 184 TWh selon les années.
Malgré une compensation très partielle avec une capacité de 100 GWh avec des batteries (lithium ou sodium), le besoin en gaz renouvelable varie de 149 à 199 TWh selon les années. Ce besoin diminue avec l’augmentation de la capacité de stockage, mais reste très important avec ces capacités trop faibles en éolien et en solaire.
Une partie seulement des excédents peut être convertie en hydrogène. En 2022 par exemple, avec 20 GW de capacité d’électrolyseurs, seulement 670.000 tonnes d’H2 peuvent être produits, la plus grande partie des excédents devant être si possible stockée sous forme de chaleur (réseaux de chaleur et ou industrie) ou perdue. Un facteur de charge des électrolyseurs très faible, de 22% pour ce cas 2022 et de 22% à 31% selon les années dans les mêmes conditions.
Une fois reconvertis en TWh par des CCGT, ces tonnes d’H2 (2022) restituent moins de 15 TWh, alors que 198 TWh ont dû être fournis par le gaz renouvelable (CH4) lors des déficits (importations éventuelles marginales).
Vous dites : « … il y a des excédents électriques notables en été, qui seraient dissipés s’ils ne sont pas utilisés pour fournir de l’hydrogène. »
Prenons l’année 2022, dans les conditions indiquées précédemment (100 GW éolien et 200 GW solaire PV). Le cumul des excédents dépasse largement le cumul des déficits de mai à août, mai étant le plus favorable.
Pour 18,7 TWh d’excédent et 8,9 TWh de déficit (écart de 9,8 TWh) en mai, avec 100 GWh de capacité de stockage sur batteries (en plus des STEP), il reste 6,1 TWh de déficit non pourvu par le déstockage des batteries.
D’un autre côté, seuls 4,8 TWh d’excédents peuvent être utilisés avec une capacité de 20 GW d’électrolyseurs, qui fournissent 82.000 tonnes d’hydrogène (le facteur de charge est de 55% en mai et de 22% sur l’année).
Converti en électricité avec des CCGT (rendement 60%), cet hydrogène ne restitue que 1,6 TWh (pour 6,1 TWh non pourvu). Reste 10,5 TWh non utilisables pour la production d’hydrogène.
Avec 100 GW d’électrolyseurs (solution irréaliste) 15,1 TWh d’excédents seraient utilisables pour produire 258.000 tonnes d’H2 (facteur de charge de 35% en mai et 12% sur l’année). Converti comme précédemment, cet H2 ne restituerait que 5,2 TWh.
Ainsi, dans le cas mensuel le plus favorable de l’année 2022, un passage par l’hydrogène est incapable de combler le déficit du mois par l’excédent du mois pourtant 2,1 fois plus important.
Sans le stockage sur batteries, la situation est pire. Mais avec 400 GW, le déficit non pourvu par le déstockage est 20 fois plus faible en mai et 36% plus faible sur l’année.
Ainsi, même en été, il ne faut pas compter sur des excédents qui combleraient les déficits en passant par l’hydrogène. Bien sûr, chaque année est différente, mais aucune ne remet en cause la situation constatée pour 2022.
Par contre, en 2019, il y a eu presque autant d’excédent en mars qu’en juin (maximum), plus que les autres mois d’été, car beaucoup d’éolien. La production d’hydrogène y est la plus forte en mars, avec un facteur de charge exceptionnel de 80%. Sans que cela suffise à compenser le déficit non pourvu par le stockage.