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L'ÉTAT ACTUEL ET LES PERSPECTIVES TECHNIQUES Chapitre II CHAPITRE II : LES ÉNERGIES RENOUVELABLES : QUELLES PRIORITÉS ? 85 DES CHOIX À REVOIR DANS L'IMPORTANCE DONNÉE AUX DIFFÉRENTES FILIÈRES FRANÇAISES 85 I.- L'électricité renouvelable, un objectif moins important au plan national qu'au plan international 87 1. L'amélioration de la compétitivité de l'électricité éolienne 87 1.1. Les technologies éprouvées du petit éolien 87 1.2. La marche du grand éolien vers l'augmentation de puissance unitaire 88 1.3. Le coût des grandes éoliennes et le prix de revient du courant produit 89 1.4. Les espoirs dans les fermes éoliennes offshore 91 1.5. Des marchés étrangers en forte expansion 91 2. L'intérêt et les limites de l'utilisation de la biomasse pour la production d'électricité 92 2.1. Le cas de la bagasse dans les départements d'outre-mer 93 2.2. L'utilisation du bois pour la production d'électricité 94 3. Le solaire photovoltaïque, un marché considérable à l'exportation 95 3.1. L'évolution lente du silicium vers des rendements accrus 96 3.2. Des coûts de production du kWh élevés pour le raccordé mais intéressants pour le non raccordé 96 3.3. L'importance du photovoltaïque pour les pays en développement et la nécessité d'un marché intérieur comme base de départ 98 4. Les progrès à faire sur les technologies clés du stockage de l'électricité 99 4.1. Les batteries au plomb 100 4.2. Les batteries Ni-Cd 100 4.3. Les systèmes Ni-Métal hydrures 100 4.4. Les batteries au lithium 101 4.5. Les accumulateurs sous pression 101 4.6. La pile à combustible 102 5. La géothermie haute température pour la production d'électricité 102 5.1. Une réalisation très concluante aux plans technique et économique à Bouillante en Guadeloupe 103 5.2. Des technologies à exporter 104 6. Le solaire thermodynamique, de nouveau à l'ordre du jour pour les pays du Sud 105 6.1. La vogue soudaine et l'abandon prématuré du solaire thermodynamique en France 105 6.2. Les nouvelles technologies du solaire thermodynamique, proches de la compétitivité 105 6.3. Des perspectives brillantes pour les pays à fort ensoleillement 111 II.- Le thermique et les carburants renouvelables, des réponses essentielles aux graves problèmes français du résidentiel, du tertiaire et des transports 112 1. Les succès de la géothermie basse température et des réseaux de chaleur 113 1.1. Une technique aujourd'hui maîtrisée 113 1.3. Des performances économiques intéressantes 114 1.3. La géothermie en réseau de chaleur 114 1.4. Des travaux de prospection à reprendre 115 2. Les pompes à chaleur, une technique à réhabiliter 116 2.1. Les applications multiples des pompes à chaleur 116 2.2. Les pompes à chaleur utilisant des nappes phréatiques 117 2.3. Les autres concepts de pompes à chaleur pour l'habitat 117 3. Le solaire thermique, une technologie mûre à la recherche de volumes 118 3.1. Les technologies du solaire thermique 118 3.2. Un marché en devenir 120 3.4. Le plan Hélios et les engagements de l'ADEME à l'horizon 121 3.5. Une ambition insuffisante 122 3.6. La climatisation solaire 123 4. La réglementation thermique et l'habitat bioclimatique 124 4.1. le secteur résidentiel et la consommation d'énergie 124 4.2. Les caractéristiques du parc résidentiel actuel ou futur 128 4.3. L'impact de la réglementation sur les consommations d'énergie dans l'habitat 129 4.4. Les apports solaires thermiques passifs 131 4.5. L'architecture bioclimatique, la haute qualité environnementale et le développement durable 133 5. Le stockage d'énergie non électrique et en particulier d'énergie thermique 136 5.1. Les voies mineures de l'air comprimé et de l'énergie mécanique 137 5.2. Le stockage thermique et le transport à longue distance 137 6. La biomasse, un ensemble de perspectives prometteuses 138 6.1. Un ensemble considérable de possibilités différentes 139 6.2. L'intérêt multiple du biogaz 143 6.3. Le bois-énergie et les cultures énergétiques : possibilités, bilan et avenir 146 6.4. Les biocarburants : un potentiel à reconsidérer 148 Suite du rapport : chapitre III Chapitre II : Les énergies renouvelables : quelles priorités ? Des choix à revoir dans l'importance donnée aux différentes filières françaises Comme on l'a vu précédemment, l'attention, en matière d'énergies renouvelables, est aujourd'hui focalisée dans l'Union Européenne sur les filières permettant la production d'électricité. Cette situation résulte de différents facteurs. Nombreux sont les pays dont la production d'électricité recourt au charbon, au fuel ou au gaz, et qui souhaitent réduire leurs émissions de gaz à effet de serre pour se conformer à leurs engagements de Kyoto. Par ailleurs, la première concrétisation du Livre blanc de la Commission européenne de 1997 consiste en la directive 2001/77/CE du 27 septembre 2001 relative à la production d'électricité à partir de sources d'énergie renouvelables. Pour autant, l'utilité des énergies renouvelables ne se résume pas à la production d'électricité, bien au contraire. La production de chaleur directe ou indirecte figure parmi les applications où ces énergies sont les plus performantes. Il convient en conséquence d'étudier en détail les différentes filières et d'évaluer leurs utilités respectives pour la France. En faisant référence à la distinction fondamentale entre la production d'électricité et la production de chaleur, chacune des filières doit être évaluée au regard de sa contribution potentielle à la résolution des problèmes énergétiques du pays. Une autre dimension doit aussi être prise en compte, celle de l'intérêt de ces filières comme activités nouvelles pour l'industrie française, en distinguant le marché intérieur et les marchés à l'exportation. Les énergies renouvelables suscitent incontestablement en ce début du XXIème siècle de grands espoirs. D'un usage immémorial mais reléguées au second plan depuis la première révolution industrielle, elles peuvent aujourd'hui apporter une contribution non négligeable à l'approvisionnement en énergie tout en étant compatible avec la raréfaction prévisible des ressources fossiles, avec la protection de l'environnement et avec la lutte contre le changement climatique. Mais ceci ne peut se faire qu'à la condition que l'on ne se trompe pas sur leur point d'application privilégié. Une analyse économique simplifiée comme celle exposée au chapitre précédent, montre que les cibles prioritaires de la politique énergétique française devraient être les transports et le résidentiel-tertiaire. L'analyse technique des possibilités offertes par les énergies renouvelables, telle qu'elle est faite dans les développements qui suivent, indique pour sa part que celles-ci peuvent apporter une contribution importante à une amélioration de la situation de la France dans ces deux domaines. La situation de la France est particulière dans le domaine de la production d'électricité avec la présence d'un parc électronucléaire qui a fourni 80 % de la consommation d'électricité du pays en 2000. Les partisans des énergies renouvelables ont longtemps affirmé que le poids du nucléaire empêchait tout développement de ces nouvelles technologies. Une analyse technique simple confirme que le développement des énergies renouvelables pour la production d'électricité en France présente un intérêt certain pour développer une industrie et fournir des références à l'exportation mais que la contribution de ces énergies à la production d'électricité ne peut être que faible au plan global. L'analyse technique confirme aussi que l'apport des énergies renouvelables considérées comme des sources de chaleur et de combustibles pour les transports peut être considérable, en revanche, pour rationaliser les consommations d'énergie dans les transports et le résidentiel-tertiaire. I.- L'électricité renouvelable, un objectif moins important au plan national qu'au plan international La production d'électricité est possible avec différentes sources d'énergies renouvelables. Les éoliennes ou aérogénérateurs représentent la voie la plus connue actuellement, depuis que de nouvelles générations de machines de grande taille ont essaimé dans toute l'Europe. Le solaire photovoltaïque représente une deuxième possibilité, elle aussi en plein essor, avec l'installation de panneaux solaires dans de nombreux sites isolés, professionnels ou de loisirs. Ces deux filières, éoliennes et solaire photovoltaïque, qui ne peuvent fournir une puissance garantie, voient par ailleurs leur développement lié peu ou prou à la progression des techniques de stockage de l'électricité. Mais d'autres possibilités techniques moins connues existent également. La géothermie à haute température permet la production d'électricité, de même que la biomasse comme combustible pour des centrales thermiques. Enfin une autre filière connaît aujourd'hui un regain d'intérêt, celle du solaire thermodynamique qui permet la production d'électricité à partir de la chaleur du soleil une fois celle-ci concentrée. Au final, ces différentes filières présentent toutes un intérêt certain dans certains types de situations. S'agissant de la France, leur développement présente moins d'intérêt pour la production nationale d'électricité que pour développer une industrie nationale apte à fournir des marchés étrangers qui, eux, constituent des débouchés de taille pour ces technologies. 1. L'amélioration de la compétitivité de l'électricité éolienne 1.1. Les technologies éprouvées du petit éolien La première catégorie de petites éoliennes est celle des machines de faible puissance pour l'équipement de villages. Dans ce cas de figure, une éolienne est couplée à un système de stockage de l'électricité sur batteries qui alimentent un micro-réseau à partir d'un onduleur. Adapté aux zones ventées, un tel système est d'un coût plus faible que celui de panneaux solaires ou celui de générateurs diesel. La simplicité des technologies mises en _uvre permet l'installation dans des régions reculées bien ventées. Des éoliennes d'une puissance de 25 kW sont ainsi proposées par la société française VERGNET, pour répondre aux besoins de villages comprenant de 40 à 100 foyers qui consomment chacun 1,5 kWh par jour en moyenne. L'autre catégorie de petit éolien correspond aux machines de petit réseau, dont les puissances s'étagent de quelques kW à quelques centaines de kW. Ces éoliennes, dont celles de la société VERGNET, d'une conception très différente du grand éolien tripale d'inspiration nordique sont bipales, et placées sur des mâts haubanés, avec des moyeux oscillants. Ces machines sont, à puissance égale, deux fois plus légères que les éoliennes tripales du grand éolien et fonctionnent en mode aéroélastique. De fait, les nacelles sont placées au sommet de mâts haubanés d'un diamètre de 50 cm au plus contre 1,5 à 3 m pour les mâts au demeurant ancrés des éoliennes tripales. Il s'agit de matériels robustes, capables de résister à des températures très élevées ou très basses, à des vents violents ou à des vents de sable. Ces machines sont par ailleurs faciles à installer ou à replier en cas de cyclones sans recours à des moyens de levage, grâce à l'utilisation adéquate des haubans qui en assurent la stabilité. Dans les régimes d'alizés les plus favorables, les machines ont une durée moyenne de fonctionnement de l'ordre de 6000 heures par an. A titre d'exemple, la durée de fonctionnement à pleine puissance, qui est bien sûr inférieure à la durée totale de marche, est de l'ordre de 3200 heures à la Désirade dans l'archipel de la Guadeloupe. La vitesse moyenne des alizés est de l'ordre de 6-7 m/s. Les débouchés des éoliennes de petit réseau sont importants dans les îles. Le coût d'investissement est de l'ordre de 1700 euros par kW installé. Le coût de production de l'électricité est d'environ 70 cF / kWh. Une autre version de l'éolien de proximité est celle des machines installées chez des particuliers, par des PME/PMI, par des exploitants agricoles, qui pourraient reverser le courant excédentaire au réseau basse tension. 1.2. La marche du grand éolien vers l'augmentation de puissance unitaire Les éoliennes de grande puissance constituent la deuxième famille d'aérogénérateurs. C'est celle qui se développe le plus rapidement dans le monde. On distingue deux grandes catégories d'éoliennes de puissance en fonction de leur mode de production du courant électrique. La première catégorie d'éoliennes de puissance est celle des machines dont la génératrice tourne à une vitesse constante de manière à produire un courant dont la fréquence est celle du secteur, soit 50 Hz. La machine doit alors être dotée d'un multiplicateur analogue à un changement de vitesse qui permet l'adaptation de la fréquence de rotation des pales à celle de la génératrice. La plupart des éoliennes de conception danoise utilisent des multiplicateurs. Plus important, les éoliennes de ce type doivent être raccordées à un réseau électrique, qui non seulement évacue l'énergie produite mais fournit la puissance nécessaire au démarrage1. Une autre technologie consiste à s'exempter d'un multiplicateur, à laisser le rotor tourner à une vitesse variable dépendant de la force du vent et à produire le courant à une fréquence quelconque. Le courant est ensuite redressé et ondulé en aval par une électronique de puissance. On trouve dans cette catégorie des machines à aimants permanents ou à aimants hybrides. Cette technologie est celle utilisée par Enercon en Allemagne, et par ABB et Jeumont en France. Ces machines peuvent être installées dans des sites isolés. Pour faire face aux variations brutales de vent et pour arrêter l'éolienne lorsque la vitesse du vent dépasse la valeur limite, deux types de contrôle peuvent être utilisés. La première technologie est celle de freins aérodynamiques ou « tip brakes » situés en bout de pale ou d'autres systèmes aérodynamiques comme le « system stall » qui permettent un décrochage aérodynamique des pales. La deuxième technologie est celle du calage variable de pales orientables ou « system pitch ». Les dimensions des éoliennes les plus vendues sont en constante augmentation (voir tableau ci-après). Tableau 1 : Dimensions des éoliennes
Quelles sont les raisons de cette course à la puissance ? La montée en puissance des éoliennes s'explique d'abord par la raison évidente qui est de limiter leur nombre et donc leur impact visuel. Mais d'autres raisons sont d'ordre technique. Les performances d'une éolienne sont essentiellement fonction du couple et de la vitesse de rotation. L'augmentation de la taille de l'éolienne et donc celle de son rotor permet d'augmenter le couple. Mais une contrainte existe en terme de vitesse de rotation du rotor, qui doit être limitée de façon que la vitesse du bout des pales soit subsonique. Un arbitrage doit donc être fait entre ces deux paramètres. En pratique, les éoliennes de forte puissance sont particulièrement adéquates pour les sites peu ventés. C'est pourquoi on trouve des éoliennes de forte puissance en Allemagne par exemple. 1.3. Le coût des grandes éoliennes et le prix de revient du courant produit Le coût d'investissement d'une éolienne d'une puissance nominale de 1 MW est d'environ 1 million d'euros. Pour estimer le coût réel de l'investissement, il convient de considérer la puissance efficace qui est fonction du nombre d'heures de travail de l'éolienne en équivalent pleine puissance. On constate alors que le coût d'investissement réel avoisine les vingt mille francs par kW (voir tableau ci-après). Tableau 2 : Coût d'investissement de l'éolien (source : Jeumont Industrie, TotalFinaElf)
La structure des coûts d'une éolienne est indiquée au tableau suivant. Tableau 3 : Structure des coûts d'investissement dans l'éolien (source : Alstom)
Les constructeurs sont unanimes à regretter qu'aux différents coûts d'investissement mentionnés ci-dessus, s'ajoutent des coûts de gestion de projets qui peuvent atteindre 30 % du total, du fait des différentes difficultés administratives à surmonter. Les coûts de production du kWh éolien sont très sensibles aux conditions de vent du site concerné (voir tableau ci-après). Tableau 4 : Estimation des coûts de production du kWh éolien (source : Jeumont Industrie)
Il est à noter que les économies d'échelle générées par l'augmentation de puissance sont en fait pratiquement limitées aux coûts de génie civil. Certains constructeurs d'éoliennes doutent qu'il soit possible de faire passer le coût de production du kWh éolien en dessous de 25 cF / kWh. Il est certain toutefois que la prise en compte des coûts externes de production des filières classiques comme les centrales thermiques à charbon serait de nature à améliorer la position relative de l'éolien. A cet égard, la fixation de la valeur de la tonne de carbone à 35 dollars semble être un niveau raisonnable, en l'absence d'un marché. Cette hypothèse conduit à conférer à la production éolienne un crédit carbone de 3,2 à 4,9 cF / kWh. En tout état de cause, les coûts de production dont on peut disposer à l'heure actuelle en France n'intègrent pas les coûts de raccordement. Or les fermes éoliennes sont la plupart du temps situées en bord de mer ou sur des reliefs, c'est-à-dire dans des zones où le réseau électrique est soit inexistant soit de faible puissance. La réalisation de fermes éoliennes devra donc s'accompagner d'extensions du réseau. 1.4. Les espoirs placés dans les fermes éoliennes offshore L'offshore représente, pour beaucoup d'industriels de l'éolien, un véritable eldorado. De fait, grâce à des régimes de vents plus favorables et plus réguliers, la puissance efficace d'une éolienne offshore est plus importante que la même machine située à terre. La résistance de ces machines aux tempêtes ne semble pas problématique aux yeux des constructeurs qui mettent en avant l'expérience acquise dans l'ingénierie des plates-formes pétrolières. En revanche, si la durée de vie d'une éolienne à terre est estimée à 15 ans, il est difficile, faute d'une expérience suffisante, de déterminer si les problèmes de corrosion et les difficultés de maintenance n'abrégeront pas cette durée de vie. En tout état de cause, pour rentabiliser les coûts de raccordement au réseau par des lignes sous-marines ainsi que pour faciliter la maintenance, il sera nécessaire de construire des plates-formes offshore de grande puissance, allant sans doute jusqu'à 100 MW. Il s'agit donc là de projets pour lesquels on ne dispose à l'heure actuelle que d'une expérience réduite. En France, TotalFinaElf étudie un projet de lancement d'une plate-forme d'éoliennes de 40 à 90 MW au total au large de Port-la-Nouvelle dans le Languedoc. D'autres projets sont en cours d'étude pour une ferme offshore de 70 MW au large du Cotentin, une autre de 40-55 MW dans le Finistère et enfin une autre de 100 MW en Belgique. Une compagnie pétrolière comme TotalFinaElf qui a la maîtrise des travaux offshore dans le cadre de l'exploitation de ses gisements de pétrole et de gaz, est sans doute l'entreprise la mieux placée pour conduire de tels projets. 1.5. Des marchés étrangers en forte expansion La croissance du marché mondial des éoliennes est très rapide. Les capacités installées ont augmenté de 22 % en 2000 et atteignaient 16 600 MW à la fin 2000. D'ici à 2004, l'Allemagne devrait doubler sa capacité installée, l'Espagne la multiplier par quatre (voir tableau ci-après). Tableau 5 : Prévisions de capacités éoliennes installées (source : Alstom)
Les prévisions d'un grand industriel comme Alstom pour le marché français sont de 725 MW installés en 2004. Cet objectif semble ambitieux dans la mesure où la puissance installée à la fin 2000 était de 76 MW. Par ailleurs, pour 2010, l'objectif du Gouvernement est d'atteindre 5000 MW. Dans ce cas la production d'électricité atteindrait 10 à 15 TWh, sur la base d'une durée de fonctionnement moyenne à pleine puissance de 2000 heures, avec des pointes à 3000 h pour certains sites. Rappelons qu'à la même date, la consommation intérieure d'électricité devrait atteindre 550 TWh. En définitive, en France, la multiplication par 65 du parc installé entre 2000 et 2010 devrait se traduire par une contribution de 2,1 % aux besoins de consommation. Le développement du marché français est donc moins important pour la production nationale d'électricité que pour la mise en place d'un outil industriel et l'acquisition de savoir-faire. 2. L'intérêt et les limites de l'utilisation de la biomasse pour la production d'électricité La valorisation énergétique de la biomasse est en France d'abord thermique avec le bois énergie. La consommation de bois-énergie est en France de 40 millions de m3 par an dont 25 millions de m3 d'origine forestière et 15 millions de m3 issus de sous-produits de l'industrie du bois et d'exploitations rurales. Cette consommation équivaut à 9 Mtep par an, soit 4% de la consommation nationale d'énergie (hors hydraulique). La valorisation de la biomasse par la production d'électricité est d'une ampleur beaucoup plus faible. La cogénération papetière, les centrales à bagasse et le biogaz de décharge produisent annuellement 1,9 TWh, soit 0,16 Mtep2. L'incinération de la fraction organique des déchets génère 0,7 TWh. Au total, la valorisation électrique conduit donc à 2,6 TWh, soit 0,22 Mtep. L'opportunité d'une augmentation du rôle de la biomasse dans la production d'électricité doit être donc examinée à l'aune de plusieurs critères : l'augmentation de la production pour couvrir les besoins de la consommation française sans augmentation des émissions de CO2, la substitution de la biomasse au charbon pour la production de pointe dans les centrales thermiques, le test de techniques utiles pour d'autres pays, notamment en développement. On doit distinguer dans l'examen du problème deux cas très différents, d'une part celui des Départements d'outre-mer où l'utilisation de la bagasse est un grand succès, et, d'autre part, celui du bois dont l'utilisation dans des opérations de co-combustion pose davantage de problèmes. 2.1. Le cas de la bagasse dans les départements d'outre-mer La centrale thermique du Moule (CTM) en Guadeloupe présente la caractéristique de substituer au charbon, son combustible principal, de la bagasse, résidu de la canne à sucre, qui lui est fourni par la sucrerie voisine Gardel pendant la saison de la canne à sucre de février à mai. La centrale du Moule est la propriété à 44 % de SIDEC, du groupe Charbonnages de France et à 35 % d'EDF, l'autre actionnaire étant Air Liquide, soit directement, soit par l'intermédiaire de l'une des ses filiales. La centrale comprend deux chaudières de 32 MW chacune, représentant un investissement total de 700 millions F. Les technologies utilisées sont très proches de celles déjà en service à la Réunion, dans les centrales de Bois Rouge et du Gol du même groupe SIDEC. La bagasse est la fibre de la canne obtenue après extraction du sucre, une tonne de canne produisant environ 320 kg de bagasse. Pendant la campagne sucrière, la bagasse est amenée par bandes transporteuses de la sucrerie à la centrale thermique, où elle est entreposée temporairement avant d'être brûlée dans l'une des deux chaudières. La bagasse n'est pas mélangée au charbon, sauf lors des phases de transition entre les deux types de combustibles. La centrale thermique fournit gratuitement à la sucrerie l'électricité et la vapeur nécessaires à son fonctionnement, en contrepartie de la libre mise à disposition de la bagasse. En 2000, la production de CTM mise sur le réseau s'est élevée à 415 GWh, dont 75 GWh produits à partir de la bagasse. La centrale du Moule fournit ainsi le tiers de l'électricité consommée en Guadeloupe et 70 % de l'électricité produite à partir de sources d'énergies renouvelables. Le maximum de production de CTM est estimé à 475 GWh. Un contrat de 35 ans garantit à CTM le rachat du courant produit, à un tarif fixé en 1996 à 45 cF / kWh pour les premiers 380 GWh et à 25 cF / kWh au-delà. En complément à l'utilisation de la bagasse, la centrale du Moule fonctionne principalement au charbon à basse teneur en soufre. Mais l'utilisation de la bagasse, ressource gratuite pour CTM, est bien sûr économiquement rentable. Elle est également efficace sur le plan de la préservation de l'environnement. En effet, l'utilisation de la bagasse comme combustible évite sa décomposition qui conduirait à la formation de méthane si elle était laissée à l'air libre. La combustion de la bagasse ne génère aucune émission de SOx et de NOx et conduit à la formation de cendres qui se révèlent être des bons engrais. La croissance de la canne à sucre compensant, par effet de photosynthèse, les émissions de CO2 de la centrale lorsqu'elle fonctionne à la bagasse, le recours à ce type particulier de biomasse s'avère donc totalement vertueux. En définitive, face à ce bilan la seule question qui se pose pour CTM est celle de l'avenir de la production de canne à sucre en Guadeloupe. S'agissant de la biomasse, la situation de la Guadeloupe est évidemment particulière avec l'existence de forts tonnages de bagasse issus de la canne à sucre. L'importance de la contribution de la biomasse à la production d'électricité provient d'une part des tonnages en jeu (430 000 tonnes de canne broyée en 2000) et d'autre part de la mise en _uvre d'une centrale thermique de forte capacité (deux groupes de 32 MW). Toute la question est de savoir dans quelle mesure la bagasse pourrait être remplacée en métropole par d'autres cultures énergétiques. 2.2. L'utilisation du bois pour la production d'électricité La consommation intérieure d'électricité s'est élevée à 450 TWh en 2000 et devrait atteindre 550 TWh en 2010 sur la base d'une croissance de 1 à 2 % par an. Comment assurer l'augmentation de production indispensable si les efforts d'économies ne suffisent pas à enrayer la croissance de la consommation ? Pour l'ADEME, la contribution de la bioélectricité serait en tout état de cause relativement faible. En 2001, la production d'électricité à partir de la biomasse devrait représenter 1,5 TWh. L'objectif de 3,5 TWh pour 2010 semble réaliste. Avec un effort d'investissement important notamment pour la méthanisation des ordures ménagères, il serait possible de produire 2,3 TWh supplémentaires, portant le total à 5,8 TWh. En ajoutant la production à partir de l'incinération de la part organique des déchets ménagers et éventuellement des farines animales, soit 1,6 TWh en 2010, le total serait de 7,4 TWh (voir tableau ci-après). Tableau 6 : Prévisions de croissance de la bioélectricité en France d'ici à 2010 (source : ADEME)
Mais ceci supposerait une politique très volontariste. Selon l'ADEME, la contribution de la bioélectricité, avec 7,4 TWh, serait donc largement insuffisante pour atteindre à elle seule les 35 TWh nécessaires. On pourrait envisager l'utilisation de bois-énergie dans les centrales thermiques fonctionnant pour couvrir les consommations de pointe. Dans cette hypothèse, on peut prévoir qu'EDF demanderait une compensation des surcharges de coût entraînées par l'utilisation de résidus forestiers. Une autre voie serait sans aucun doute plus efficiente sur le plan énergétique : ce serait celle de la cogénération électricité-vapeur à partir de chaudières fonctionnant au bois-énergie. Une telle orientation consisterait en une approche décentralisée dont le critère essentiel de localisation serait la double exigence de besoins de vapeur et de ressources forestières abondantes et peu éloignées. 3. Le solaire photovoltaïque, un marché considérable à l'exportation Le solaire photovoltaïque fait l'objet d'applications depuis le début des années 1960. Les cellules photovoltaïques sont passées des satellites où leur rapport poids / puissance fait merveille, à des produits grand public comme les montres ou les calculettes. Le solaire photovoltaïque a trouvé ses premières applications professionnelles terrestres dans l'alimentation de dispositifs sur sites isolés comme les bouées en mer ou les relais de télécommunications. Dans ce dernier cas, malgré leur prix élevé, les cellules photovoltaïques offrent un service irremplaçable de fourniture de courant sans raccordement à un réseau et sans alimentation en combustibles fossiles. D'où le prolongement de ce type d'utilisation pour l'électrification rurale en tant que moyen de production décentralisée d'électricité, lorsqu'il n'y a pas de réseau de transport de l'électricité ou qu'un raccordement à un réseau existant représenterait une dépense supérieure. Tableau 7 : Les principales applications du photovoltaïque (source : CEA)
3.1. L'évolution lente du silicium vers des rendements accrus Une filière technologique domine le solaire photovoltaïque : celle du silicium cristallin, qui représente 80 % du marché et est utilisée pour les applications professionnelles. Le silicium amorphe représente la plus grande part du complément à 100, le silicium sur ruban et les couches minces n'étant qu'en démarrage. Au début des années 1980, l'idée dominante était que la technologie de la couche mince allait ravir la première place au silicium. Il n'en a rien été. Les couches minces cadmium-tellure CdTe ou CIS sont seulement des technologies potentielles, leur niveau de production mondial ne dépassant pas à ce jour quelques MW. Le silicium, pour sa part, a progressé, atteignant, pour le silicium monocristallin des rendements de 26 % en laboratoire et de 14 % à 18 % en industriel, avec la perspective non irréaliste d'atteindre 17 % dans ce dernier cas en 2010. Tableau 8 : Rendements des principaux substrats du photovoltaïque (source : CEA)
On notera que les rendements de conversion sont relativement faibles. Ils sont toutefois en croissance régulière, en particulier pour les productions de laboratoires où de nombreuses filières dépassent les 15 % et où certaines sont dans la gamme 20-30 %. Au demeurant, la R&D doit non seulement se pencher sur les cellules photovoltaïques mais aussi sur les technologies de stockage de l'électricité, de manière à améliorer la durée de vie des batteries et leur efficacité. De même, il convient d'améliorer les techniques de gestion et de conversion de l'énergie3. 3.2. Des coûts de production du kWh élevés pour le raccordé mais intéressants pour le non raccordé Pour simplifier, le coût du kWh photovoltaïque est de l'ordre de 3 F / kWh pour une application raccordée au réseau et 10 F / kWh pour une installation isolée. Pour les installations raccordées, le coût d'investissement est de 60 000 F / kWc sans subvention, et peut être ramené à 15 000 F / kWc avec une subvention. Si l'on prend le cas d'une installation raccordée produisant 2000 kWh / an, ce qui correspond aux Départements d'outre-mer, le temps de retour sur investissement atteint 24 ans avec un tarif de rachat de 50 cF / kWh et 12 ans avec un tarif de rachat de 1 F / kWh. Tableau 9 : Évaluation de la capacité de production du photovoltaïque (source : CEA)
Les panneaux solaires proprement dits sont d'un coût élevé à l'achat et représentent environ les deux tiers de l'investissement. Sur 20 ans, leur part dans les coûts complets représente seulement le tiers du total. La fonction de stockage de l'électricité produite, assurée par les batteries, soit 14-15 % de l'investissement, s'élève à 48 % du total des coûts sur 20 ans4. Tableau 10 : Structure de coût d'un petit système photovoltaïque autonome (source : CEA)
Au demeurant une installation photovoltaïque est modulaire. L'effet d'échelle joue donc très peu. Dès lors une installation de 100 kW coûtera quasiment 100 fois le prix d'une installation de 1 kW. En revanche, en ce qui concerne la fabrication des modules, l'effet de volume se traduit progressivement par une diminution des coûts, qui résulte de volumes de matières premières mises en _uvre plus importants, de l'apprentissage des procédés de fabrication et des actions de recherche et développement visant la diminution des quantités de matière première utilisée et l'amélioration de l'efficacité de la production, par exemple. Tableau 11 : Évolution du coût des panneaux photovoltaïques (source : CEA)
L'importance des batteries dans le coût final d'une installation est grande. En effet, le coût du kWh d'un système non raccordé est de 3 F/kWh, contre 10 F/kWh pour un système isolé, la différence de 7 F provenant du système de stockage. Les utilisateurs sont souvent tentés de faire des économies à court terme en optant pour la gamme moins coûteuse des batteries de démarrage, hors d'usage au bout d'un an à deux ans dans ce type d'utilisation, au lieu de choisir des batteries tubulaires, trois fois plus chères mais plus appropriées car d'une durée de vie de 10 ans. Nombre de déceptions vis-à-vis des systèmes photovoltaïques proviennent de choix erronés des batteries et non pas des panneaux solaires proprement dits. 3.3. L'importance du photovoltaïque pour les pays en développement et la nécessité d'un marché intérieur comme base de départ Le solaire photovoltaïque est bien adapté aux faibles besoins, correspondant en réalité à des besoins de survie dans les Pays les moins avancés (PMA)5. Ces besoins de survie correspondent à environ 50 W par jour et par habitant, ce qui comprend un peu d'éclairage, une radiocassette, parfois la télévision noir et blanc et des besoins collectifs d'eau potable, assurés par une pompe de quelques kW, du froid sanitaire pour la conservation des médicaments et des vaccins, une liaison en télécommunication, de l'éclairage et la ventilation de l'école. Dans quelle mesure ces besoins sont-ils solvables ? En réalité, y compris dans les pays les moins avancés, il existe un marché de 50 à 100 F par mois et par famille, correspondant à l'achat de bougies, de piles ou de pétrole. Ce qui importe, c'est de trouver des systèmes de financement - le pré-paiement ou le leasing avec un opérateur centralisé - adaptés au pouvoir d'achat local, de même que le service rendu. L'expérience montre qu'un programme photovoltaïque est un succès si, bien géré, il dure de 4 à 5 ans et si les utilisateurs sont prêts à payer pour le renouvellement du matériel. A condition que l'analyse soit suffisamment fine et prenne en compte la totalité des paramètres de décision, on peut démontrer que le solaire photovoltaïque constitue une solution valable pour la production décentralisée d'électricité. En tout état de cause, les coûts du kWh produit avec un groupe électrogène doivent inclure l'amortissement de l'investissement, le coût du fuel lourd ou du gazole utilisé comme carburants, ainsi que le coût du carburant utilisé dans le transport pour apporter ces derniers sur le site. Les groupes électrogènes concurrents du photovoltaïque, qui ont une puissance allant de 30 à 50 voire à 100 kW, ont des rendements faibles. En outre, les groupes doivent être surdimensionnés pour pouvoir démarrer le réseau. L'expérience montre que le coût de production de l'électricité avec un groupe électrogène est compris entre 2 F / kWh et 10 F / kWh. On comprend donc que les petits groupes électrogènes soient en concurrence réelle avec le solaire photovoltaïque. Tableau 12 : Bases de comparaison pour le kWh solaire (source : CEA)
Sur un plan général, « il existe une complémentarité entre le GigaWatt et le Watt » selon l'expression de M. Patrick JOURDE6. Les plus pauvres de la planète paient l'énergie la plus archaïque, la plus polluante et la plus chère, les piles chimiques délivrant une énergie au coût de 2500 F/kWh. Le photovoltaïque apporte un service 50 fois supérieur pour un prix final 4 fois moins élevé. En tout état de cause, il n'est pas toujours pertinent de comparer les coûts du kWh photovoltaïque avec le coût du kWh réseau, dans la mesure où les usages sont très différents. Sur le seul plan de l'analyse économique, le coût du kWh réseau intègre les coûts de production et de distribution. Les coûts du kWh photovoltaïque intègrent trois fonctions : la production, le stockage et l'utilisation. Le coût du service rendu est donc un meilleur indicateur. La cible prioritaire pour le photovoltaïque en site isolé est donc celle des pays en développement, compte tenu de l'ampleur et de l'urgence des besoins. Dans les pays développés, le photovoltaïque en site raccordé ne paraît pas susceptible de conduire à une contribution significative à l'indépendance énergétique. En effet, un parc installé de 50 MW en France, sous la forme de sites isolés et de sites raccordés, aurait une production de 50 GWh, ce qui représente une contribution négligeable de 0,1 % de la consommation totale et ne permet pas en tout état de cause de répondre aux besoins de puissance. Comme pour l'éolien, le soutien à ce secteur se justifie essentiellement par le soutien au développement d'un secteur industriel important pour l'exportation. 4. Les progrès à faire sur les technologies clés du stockage de l'électricité Le problème du stockage de l'énergie est essentiel pour de nombreux usages décentralisés de l'électricité, en particulier lorsque la production est intermittente. Il s'agit d'une question transversale qui apparaît essentielle à de nombreux experts. Les systèmes électrochimiques, plomb, lithium métal hydrures, lithium ion, sont encore sans concurrence, pour les années à venir. Leurs limites communes sont d'avoir des énergies pratiques de l'ordre de 1/4 à 1/5 des énergies théoriques correspondant aux matières actives prises isolément, du fait de l'intervention de dispositifs intermédiaires comme les bornes et les électrolytes. Mais une baisse des coûts rapide semble possible pour les systèmes au lithium les plus performants. Pour les énergies renouvelables, les batteries au plomb semblent encore sans rivales. Les batteries au plomb présentent des performances techniques et économiques inégalées dès lors que les paramètres du poids et du volume sont peu importants et que la fiabilité est un paramètre vital. L'énergie stockée est en effet de 30 Wh/kg et le prix de l'ordre de 500 F/kWh. Les batteries à plaques conviennent lorsque la priorité est la puissance au démarrage. Les batteries tubulaires présentent quant à elles l'avantage d'avoir une durée de vie supérieure. Ces dernières sont utilisées pour les installations isolées de solaire photovoltaïque. Des améliorations de performances des batteries au plomb sont possibles, notamment grâce à une meilleure connaissance des mécanismes de dégradation des électrodes dans le but d'améliorer leur durée de vie et grâce à la mise au point de systèmes de gestion de la charge et de la décharge. Les batteries Ni-Cd sont plus coûteuses que leurs homologues au plomb, avec un rapport qualité-prix qui n'est toutefois pas excellent. La Commission européenne a cherché un temps leur bannissement pour des raisons de protection de l'environnement mais ce projet a été abandonné à la mi-2001 en faveur d'une restriction probable à l'avenir de leurs possibilités d'utilisation. En raison d'une très bonne robustesse, elles sont utilisées comme systèmes de sécurité, dans une proportion de 10 % du total, contre 90 % pour les batteries au plomb. Le nombre de cycles opérés par les batteries Ni-Cd n'est pas réduit, à condition toutefois que des précautions d'utilisation soient prises. On trouve des batteries Ni-Cd dans les satellites en orbite basse, dont la durée de vie n'excède pas 5 années. En tout état de cause, les batteries Ni-Cd n'ont pas d'intérêt pour les applications des énergies renouvelables, sauf pour les climats rigoureux où leur tenue au froid peut constituer un avantage. 4.3. Les systèmes Ni-Métal hydrures Les accumulateurs nickel - métal hydrures ont une forte densité énergétique, supérieure à celle des batteries au plomb et au nickel - cadmium, ce qui leur ouvre le champ des applications portables. Leur prix est trop élevé pour les applications des énergies renouvelables. Leur usage est donc réservé à des équipements très onéreux, où la fiabilité et la durée de vie sont des paramètres fondamentaux. C'est pourquoi on trouve des systèmes Ni-Métal hydrures dans les satellites en orbite haute, ces systèmes étant toutefois concurrencés par les batteries lithium-ion. Les accumulateurs au lithium présentent l'avantage d'avoir une densité d'énergie 5 fois plus importante que ceux au plomb, avec une densité de 150 Wh / kg. Le lithium possède un autre avantage, celui d'avoir une masse volumique très faible, les piles au lithium étant en conséquence légères. Le coût en est toutefois 20 fois plus élevé (10 000 F / kWh). Toutefois, les baisses de prix devraient être rapides, le coût de 0,6 euros / Wh étant envisageable du fait de l'entrée en production d'usines chinoises. Le coût de la matière dite négative, qui comprend du carbone, devrait baisser rapidement de 150 F/kg à 60-70 F/kg. La matière dite positive comprend du cobalt, métal stratégique dont le prix est variable, devrait passer de 380 F/kg à 200 F/kg, avec un recyclage dans les aciers. Il faut par ailleurs signaler un nouveau concept d'accumulateur au lithium, l'accumulateur lithium métal polymère mise au point au Québec, sur la base de travaux de recherche réalisés par HydroQuébec. Dans cet accumulateur, l'électrolyte, qui est solide, se présente sous la forme de plusieurs feuilles minces de polymères. Le tableau ci-après, qui résume et précise dans certains cas les considérations précédentes, compare les performances des différents types de batteries. Tableau 13 : Principales caractéristiques des technologies des batteries
4.5. Les accumulateurs sous pression Les systèmes aluminium-air et zinc-air sont des systèmes mécaniquement ou électriquement rechargeables, auxquels on apporte du combustible et dont on change les électrodes8. Ces systèmes ont fait l'objet de travaux de recherche importants à la fin des années 1985-1990, notamment au Royaume Uni. Les recherches ont repris aujourd'hui aux États-Unis, en raison de l'abondance de l'aluminium et de la possibilité de récupérer les matières. Les limites de ces systèmes sont d'une part une puissance trop faible et d'autre part une durée de vie insuffisante. La question de l'hydrogène apparaît de deux façons, à propos des énergies renouvelables, soit que l'on utilise l'hydrogène comme moyen de stockage de l'électricité, soit que l'on considère la pile à combustible comme faisant partie du groupe des énergies renouvelables. Le stockage de l'électricité produite par une source d'énergie renouvelable comme une éolienne ou des panneaux photovoltaïques pourrait en théorie être assuré par l'électrolyse de l'eau qui donne lieu à la formation d'hydrogène et d'oxygène, ces deux gaz pouvant être stockés en tant que de besoin. Une pile à combustible alimentée par ces gaz permettrait ensuite de restituer le courant à la demande. La mise en _uvre de ce schéma séduisant se heurte toutefois à des difficultés techniques et des obstacles économiques qui peuvent faire douter de sa viabilité. En effet, à partir d'1 kWh sorti de l'éolienne, l'électrolyseur, situé en pied d'éolienne ou non, produit 0,5 kWh d'hydrogène, le rendement étant de 50 %. Le rendement électrogène de la pile à combustible est pour sa part de 40 %. On aboutit donc à un rendement global de 20 %. Sans prise en compte d'aucune charge d'investissement considérable ou de maintenance, le coût du kWh final apparaît 5 fois supérieur au coût du kWh initial. Le recours à une batterie dont les pertes ne dépassent pas 20 à 30 %, est donc, en l'état actuel des choses, préférable. Compte tenu de l'importance probable de la chaîne de l'hydrogène à l'avenir, la direction de la recherche et du développement d'EDF conduit des travaux sur la mise au point d'une telle chaîne de stockage et de restitution. Des recherches sont également menées par HydroQuébec. L'objectif central dans ces cas est l'amélioration du rendement de l'électrolyse pour des équipements de faible puissance ou au contraire pour des procédés à l'échelle industrielle utilisant le courant électrique produit par des centrales hydroélectriques ou électronucléaires. 5. La géothermie haute température pour la production d'électricité La géothermie haute température permet la production directe d'électricité grâce à l'utilisation dans des turbines de la vapeur d'eau extraite de roches chaudes. Des réalisations exemplaires existent d'ores et déjà dont les principes pourraient être exportés. Mais, pour un véritable développement, la géothermie haute température exigerait des efforts de R & D visant à faire baisser les coûts d'exploration et de forage, efforts qui ne sont pas conduits à un niveau suffisant pour le moment. 5.1. Une réalisation très concluante aux plans technique et économique à Bouillante en Guadeloupe Les petites Antilles sont des îles volcaniques à l'aplomb d'une zone de subduction, où la plaque tectonique atlantique passe sous la plaque tectonique caraïbe. Le volcanisme y est toujours actif, ce qui fait de plusieurs de ces îles, dont la Guadeloupe, des lieux propices à l'exploitation des ressources géothermiques. Les années 1970-1975 ont vu le BRGM et EDF conduire un effort important de prospection de sites qualifiables pour la géothermie. Une recherche préalable a conduit à sélectionner les localités dont les noms font référence à des sources d'eau chaude ou de vapeur. Le site guadeloupéen de Bouillante, appelé autrefois Fontaines Bouillantes, sur la côte ouest de la Basse Terre, a fait alors l'objet de quatre forages, B01 à B04. B02 qui se révéla productif constitue le forage d'exploitation actuel. Le forage B04 a été stimulé en 1999 et complétera la production de B02 pour faire passer la puissance nominale de la centrale de 3,5 MW actuellement à 5 MW. Il s'agit d'un site de géothermie à haute température où des infiltrations d'eau de pluie et d'eau de mer se produisent par des fissures rocheuses. L'eau d'infiltration se réchauffe à grande profondeur sur des roches fracturées du volcan et remonte vers la surface à travers des failles. Le puits d'exploitation qui est relativement peu profond - environ 300 mètres -, délivre en surface un mélange eau-vapeur à près de 200 °C, avec un débit de 115 tonnes par heure. La vapeur séparée en deux temps entraîne une turbine couplée à un alternateur. Les difficultés initiales de fonctionnement sont aujourd'hui résolues, lui permettant d'atteindre une disponibilité de 98 %9. Le coût de production de l'électricité est à Bouillante inférieur à 20 cF / kWh, dans une configuration toutefois particulière puisque la centrale construite par EDF a ensuite été rachetée par le BRGM pour 1 F symbolique et que le coût de 20 cF / kWh ne comprend pas l'amortissement des installations. Le prix de rachat par EDF de l'électricité produite à Bouillante est à l'heure actuelle de 53 cF / kWh. Des points de comparaison de coûts existent aux États-Unis. Les statistiques américaines font état de coût de production de 3-5 c$ / kWh, amortissement compris, ce qui confirme l'intérêt exceptionnel de la géothermie haute température pour la production d'électricité. Les données économiques sur Bouillante II sont les suivantes : - investissement de 150 millions F comprenant les forages, la construction de la centrale, l'amenée de vapeur d'eau à 500 m, le refroidissement du fluide en terminal - puissance de 12 MW - coût d'investissement de 11 000 F / kWe. Des gains de procédés ont d'ores et déjà été obtenus. D'autres pourraient l'être, notamment en mettant en place un cycle combiné. Pour autant, la géothermie possède également des marges de croissance très importantes. Les nouveaux puits réalisés à proximité du premier site dit Bouillante I devraient apporter dès décembre 2002 une puissance additionnelle de 11 MW10. Cet investissement dit de Bouillante II s'élève à 150 millions de francs, financé sur fonds propres et emprunt, l'État ayant seulement apporté sa garantie à l'emprunt. Par ailleurs, les prévisions sur l'énergie mobilisable à quelques kilomètres au nord de Bouillante, à la Pointe à Lézard, font état de 30 à 40 MW exploitables. Cette zone fait partie du Parc national mais un programme d'intérêt général (PIG) devrait permettre de réaliser le projet, moyennant des précautions redoublées au niveau des constructions et des emprises au sol. 5.2. Des technologies à exporter Le potentiel géothermique des îles voisines de la Guadeloupe est considérable. Le Gouvernement de Sainte Lucie a d'ores et déjà décidé de faire appel aux compétences de la société Géothermie Bouillante pour l'étude détaillée d'un projet d'équipement. Par ailleurs, le potentiel géothermique de l'île voisine de la Dominique est évalué à 50 MW, au minimum, et peut-être à 100 MW, ce qui constituerait, en cas d'interconnexion, une ressource d'exportation très importante en valeur relative pour cette île où la puissance appelée ne dépasse pas 13 MW. C'est d'ailleurs pour être à même de présenter un projet exportable dans d'autres îles que l'extension de puissance de Bouillante II a été limitée à 10 MW et conçue sous la forme d'une usine très compacte. Ce type de centrale géothermique pour la production d'électricité devrait pouvoir être dupliqué dans tout l'arc des Caraïbes et trouver également des applications aux Philippines, en Indonésie et en Amérique centrale. Le BRGM entend ainsi non seulement apporter une contribution à l'économie des DOM mais aussi forger un savoir-faire exportable sur les marchés internationaux. La Guadeloupe peut devenir un centre d'expertise et d'exportation pour les technologies des énergies renouvelables dans la zone des Caraïbes. 6. Le solaire thermodynamique, de nouveau à l'ordre du jour pour les pays du Sud 6.1. La vogue soudaine et l'abandon prématuré du solaire thermodynamique en France Le CNRS s'est impliqué dans la R & D sur la concentration solaire dès le début des années 1970. Une étude prospective sur le solaire avait conclu dès 1974 qu'une innovation majeure dans le domaine du photovoltaïque était peu probable et qu'il convenait en conséquence d'explorer d'autres voies. Ce diagnostic s'est vérifié. En tout état de cause, la chaleur est non seulement utilisable dans la production d'électricité mais également dans de nombreux process industriels, ainsi que dans la désalinisation et la réfrigération. Dans ces conditions, les techniques de concentration revêtaient une importance majeure, de même que les techniques permettant de suivre le soleil. L'on n'a malheureusement retenu des recherches conduites dans ce domaine que l'échec économique de la centrale solaire Thémis principalement dû à un ensoleillement insuffisant, alors que de nombreux succès techniques ont été remportés grâce à cette installation. En réalité, la centrale Thémis a été réalisée d'une manière précipitée. S'il n'est pas critiquable, au contraire, que la décision de la construire ait été prise rapidement, en revanche les solutions technologiques qui ont été retenues n'ont pas été assez approfondies. En tout état de cause, le solaire thermique ne saurait être abandonné, bien au contraire. 6.2. Les nouvelles technologies du solaire thermodynamique, proches de la compétitivité Trois technologies sont aujourd'hui disponibles pour produire de l'électricité directement à partir de l'énergie solaire thermique : les paraboles solaires Dish-Sterling, les centrales cylindro-paraboliques et les centrales à tour (voir tableau ci-après)11. Ces technologies, qui souffrent en France d'un discrédit certain suite à l'échec économique de la centrale Thémis, font l'objet de développements dans de nombreux autres pays. Leur rentabilité économique est en effet prouvée ou proche, ce qui leur ouvre des perspectives importantes dans les nombreux pays du pourtour méditerranéen, d'Afrique ou d'Amérique latine, qui bénéficient d'un ensoleillement important en ciel clair. Tableau 14 : Caractéristiques principales des technologies de l'électricité solaire thermique (Source : Édouard FABRE, CNRS)
6.2.1. Les paraboles solaires Dish-Sterling Dans le système de parabole solaire Dish-Sterling, les rayonnements solaires sont focalisés grâce à une parabole réfléchissante sur un élément comprenant le receveur et le moteur. Le receveur est en général du sodium porté à 700-800 °C qui constitue la source chaude du moteur à combustion externe Sterling, celui-ci fonctionnant en cycle fermé avec de l'hélium ou de l'hydrogène comme gaz moteur. Figure 1 : Parabole solaire Dish-Sterling à moteur thermique de puissance 1 à 50 kWe (source : Édouard FABRE, CNRS)  Une variante existe où le moteur Sterling à cycle ouvert est remplacé par un cycle ouvert Brayton, dont le fluide est l'air. Le facteur de concentration d'une parabole solaire Dish-Sterling est d'environ 1000. Le rendement énergie solaire · énergie électrique est de 20 à 30 %, ce qui veut dire qu'une énergie solaire de 1 kW donne lieu à 200-300 We. Une condition de fonctionnement du système Dish-Sterling est que le collecteur suive le soleil, ce qui ne pose pas de difficulté particulière. La puissance est de 1 à 30 kWe. Une hybridation est possible avec du gaz naturel pour étendre la période de fonctionnement quotidienne. La technologie de ce système est assez développée, les problèmes de tenue du récepteur thermique et de corrosion étant presque totalement résolus. Les modèles les plus importants, dans l'état actuel de la technique, présentent une surface de 400 m2, pour une puissance de 40 kW. Des champs de 40 paraboles solaires atteignant au total une puissance de 1 MW sont à l'étude en Australie, aux États-Unis et en Espagne. Cette technologie se caractérise par un coût d'investissement relativement élevé (voir tableau ci-après). Tableau 15 : Données économiques relatives aux paraboles solaires Dish-Sterling (Source : Édouard FABRE, CNRS)
6.2.2. Les centrales solaires cylindro-paraboliques Les centrales solaires cylindro-paraboliques sont constituées d'un ensemble de concentrateurs cylindro-paraboliques de 4-5 mètres de diamètre et de 20 mètres de longueur. Chaque concentrateur est parcouru dans le sens de la longueur par un tube en verre sous vide comprenant en son centre un tube en métal recouvert d'une peinture absorbante, où circule le fluide caloporteur, en général une huile de synthèse. Le fluide caloporteur sert à générer de la vapeur, qui, elle-même, actionne une turbine. Figure 2 : Élément d'une centrale solaire cylindro-parabolique de 1 à 80 MWe (source : Édouard FABRE, CNRS)  La configuration type d'une telle centrale comprend plusieurs dizaines de concentrateurs sur une superficie très étendue, par exemple 1 mile2 pour une puissance de 1 à 80 MWe. Le facteur de concentration de chaque dispositif est de 30 à 100. La température du fluide est de 350 à 470 °C. Le rendement énergie solaire · énergie électrique est de 10 à 14 %. Une des limitations principales de cette technologie est que les collecteurs sont fixes et ne peuvent suivre le soleil en inclinaison, ce qui réduit le rendement en hiver. Cette technologie est d'ores et déjà diffusée sur un plan commercial. L'ensemble des unités implantées aux États-Unis, principalement en Californie, devraient avoir une puissance de 350 MWe. De nombreux projets de 5 à 100 MWe sont en développement, aux États-Unis, en Espagne, en Italie, en Australie et dans quelques pays en développement. L'un des axes de perfectionnement de cette technologie est la mise au point du stockage thermique, valide pendant des durées de 5 à 6 heures. Les matériaux utilisés sont la roche, le béton ou les sels fondus (NaNO3 + KHO3). Les coûts de ces techniques de stockage de la chaleur sont encore élevés : 20 - 40 $ / kWhth. L'hybridation de ce type de centrale avec d'autres technologies de réchauffement du fluide caloporteur par du gaz naturel est évidemment possible et envisagée dans plusieurs projets. Un projet récent en coopération entre l'Allemagne et l'Espagne a pour but le remplacement du fluide caloporteur par de la vapeur d'eau portée à 400 °C sous 30-100 bars. En atteignant 500 ° C, le rendement atteindrait 20 % pour des installations de 50-100 MW. Le coût des concentrateurs représente près de 60 % du coût d'une centrale solaire cylindro-parabolique, le stockage comptant pour 10 à 15 %. Tableau 16 : Données économiques relatives aux centrales solaires cylindro-paraboliques (Source : Édouard FABRE, CNRS)
Le surcoût d'investissement du solaire cylindro-parabolique par rapport à l'éolien est au total d'un facteur 2. Les États-Unis sont incontestablement en avance par rapport à l'Europe, du fait de l'existence de réalisations industrielles et d'une commercialisation aidée par des subventions. Une puissance d'environ 350 MWe est raccordée au réseau aux États-Unis. Toutefois le projet européen LUCASOL, mené conjointement par l'Allemagne, l'Espagne, le Royaume Uni, la Suisse et Israël, devrait permettre de réduire en partie ce retard. Il s'agit de construire une centrale solaire cylindro-parabolique de 50 MWe et 374 000 m² de capteurs, à Almeria, pour un investissement de 130 millions d'euros. 6.2.3. Les centrales à tour solaire Les centrales thermiques solaires à tour sont constituées d'un champ de miroirs orientables réfléchissant tout le rayonnement solaire sur une tour12. Le facteur de concentration est de 700 à 1000. La tour comprend un collecteur thermique dans lequel circule le fluide caloporteur, constitué par des sels fondus13 à 560 °C ou par un gaz à 800 °C14, selon les concepteurs. Dans le cas de l'utilisation des sels fondus, le fluide caloporteur peut être stocké dans des réservoirs intermédiaires, avant de produire la vapeur actionnant une turbine, ce qui permet d'envisager une production 24h/24. Figure 3 : Centrale solaire à tour de 10 à 100 MWe (source : Édouard FABRE, CNRS)  Cette technologie, qui est encore en développement, se traduit par un rendement de 10 à 15 %, l'objectif étant de parvenir à 20-22 %. Une centrale de ce type, de 10 MWe, intitulée Solar II, a fonctionné pendant quelques milliers d'heures à Barstow en Californie du sud. Le principal problème rencontré par ce type de centrales est la corrosion résultant de l'utilisation de sels fondus, un problème qui semble toutefois en voie de solution. Les champs d'héliostats, afin d'éviter les ombrages respectifs, doivent être assez étendus, en tout cas davantage que pour les dispositifs cylindro-paraboliques. Par ailleurs, des dispositifs de suivi du soleil sont nécessaires et demandent un entretien. Les centrales à tour connaissent une nouvelle actualité en Europe, avec plusieurs projets en cours de finalisation. La centrale Solar III sera construite en Espagne dans le cadre d'une coopération Etats-Unis-Espagne, sur la base des technologies américaines de Solar II, en visant un fonctionnement 24h/24. Le projet germano-ibérique PS10 de 10 MW, qui a pour principale caractéristique d'utiliser l'air comme caloporteur, est en voie d'approbation financière. Il existe d'autres projets dans les pays en développement, notamment en Jordanie avec un projet de 30 MW à air. Ces projets sont souvent liés à des financements internationaux, le Global Environment Facility et la Banque mondiale, notamment, étant parties prenantes. Un projet ambitieux de 100-150 MW est en cours d'étude, dont les héliostats élémentaires auraient 25 mètres de côté et dont le champ solaire atteindrait 4 km de rayon. La décomposition du coût d'une centrale solaire à tour est indiquée dans le tableau suivant, hors prix du terrain. Tableau 17 : Ventilation des coûts d'une centrale solaire à tour Source : Édouard FABRE, CNRS
Les coûts d'investissement et d'exploitation des centrales solaires cylindro-paraboliques sont d'ores et déjà intéressants, car à la limite de la compétitivité par rapport aux techniques classiques centralisées de production de l'électricité (voir tableau ci-après). Tableau 18 : Données économiques relatives aux centrales solaires cylindro-paraboliques (source : Édouard FABRE, CNRS)
Le coût d'investissement pour une centrale solaire à tour reste supérieur d'un facteur 2, voire un peu plus, à celui de l'éolien. Il est en revanche inférieur de moitié à celui du photovoltaïque. En outre, cette technologie présente l'avantage d'avoir résolu la question du stockage et de permettre un fonctionnement 24h/24. Une telle technologie ne peut convenir que pour les régions du globe où l'ensoleillement est supérieur ou égal à 1500-1600 kWh/(m².an)15. |
