Au sein de l'Union européenne, on doit souligner la remarquable performance de la France, qui, en 2003, a émis 2,2 fois moins de tonnes de CO₂ que l'Allemagne et 1,4 fois moins que le Royaume-Uni. Rapportées au PIB, les émissions de la France sont moitié plus faibles que celles de l'Allemagne

On peut se demander si l'application du Protocole de Kyoto à l'intérieur de la « bulle » européenne tient suffisamment compte de cette disparité. L'objectif de l'Allemagne est en effet une réduction de ses émissions de gaz à effet de serre de 21% seulement, par rapport à ses niveaux de 1990. Au terme de cette évolution, les émissions allemandes resteront très supérieures à celles de la France, même si celle-ci n'a comme contrainte que de stabiliser ses émissions au niveau de 1990

La contribution faible de l'éolien au niveau national mais notable au niveau local

Le fonctionnement des éoliennes est soumis à la météorologie et non pas à la demande d'électricité. En dessous d'une certaine vitesse de vent, en général 5 m/s, soit 18 km/h, une éolienne, ne pouvant fournir de la puissance, est déconnectée du réseau et tourne à vide, ou bien, est arrêtée purement et simplement. Par ailleurs, avec des vents d'une vitesse supérieure à 25 m/s, soit 90 km/h, les éoliennes doivent être stoppées, faute de pouvoir supporter les efforts mécaniques correspondants. Autre variable importante conditionnant la production d'électricité effective d'une éolienne, la vitesse moyenne du vent peut, en variant d'un facteur 1,7, modifier la quantité d'énergie fournie du simple au triple, d'où l'intérêt d'implanter ces machines dans des zones aux régimes de vent régulier et modéré

En réalité, l'éolien ne semble pas en mesure d'assurer une part importante de la production d'électricité nationale. On le voit bien en Allemagne, dont les 16 600 MW de capacité éolienne installée n'ont fourni que 4% de la production totale d'électricité. A l'autre extrémité du spectre, se trouve bien le Danemark avec 17,1% de la production nationale d'électricité mais le montant produit ne dépasse pas 7 TWh. En revanche, l'éolien peut constituer l'un des éléments de production d'un réseau d'importance locale.

Enfin, l'éolien offshore ne semble pas représenter un saut qualitatif pour l'éolien. Le coût de construction de l'éolien offshore est en effet deux fois supérieur à celui de l'éolien terrestre

Si l'on se focalise sur l'électricité, le nucléaire a assuré, en 2003, 16% de la production mondiale, l'hydraulique 16%, le charbon 40%, et le pétrole et le gaz 26 %.

Les pays qui se sont dotés d'un parc électronucléaire important sont ceux qui présentent les meilleures performances en terme de limitation de leurs rejets de gaz à effet de serre, à niveaux de développement comparables.

Les réacteurs actuellement en fonctionnement sont à 81% des réacteurs à eau légère de 2^ème génération, qui utilisent de l'uranium enrichi. Leur approvisionnement en combustible ne pose aucune difficulté, de même que celui des réacteurs de Génération III, comme l'EPR (European Pressurized water Reactor), qui pourraient les remplacer à partir des années 2020. Les réserves classiques connues d'uranium représentent en effet 70 années de consommation actuelle et les réserves probables supplémentaires, 100 années de plus, ce qui permettrait d'engager la croissance du parc électronucléaire mondial avec le même type de réacteurs.

La pérennité de l'approvisionnement en uranium est, en réalité, assurée pour bien plus longtemps.

Le niveau des réserves d'uranium sera en effet porté à plusieurs millénaires avec les réacteurs de 4^ème Génération, appelés à prendre, vers 2040, le relais des réacteurs à eau légère. Ces réacteurs utiliseront en effet une proportion du potentiel énergétique de l'uranium beaucoup plus grande que les réacteurs à eau légère.

Sur le plan des coûts de production, le nucléaire est plus compétitif que les autres filières, et ceci dans la durée.

Selon la DGEMP (Direction générale de l'énergie et des matières premières), par rapport au coût de 28,4 € du MWh nucléaire, le cycle combiné à gaz est plus cher de 20 % et le charbon pulvérisé de 23 %.

Par ailleurs, la hausse du prix de l'uranium n'a qu'un impact très réduit sur le prix du MWh nucléaire. En effet, le coût de l'uranium ne représente que 5% du coût du MWh.

En conséquence, si le prix de l'uranium était multiplié par dix, le coût de production de l'électricité nucléaire n'augmenterait que de 40%. En revanche, si le prix du gaz était multiplié par dix, le coût du MWh gaz serait multiplié par 6.

Si l'on prend en compte le coût du CO₂ émis, l'avantage du nucléaire est alors encore plus déterminant.

Comparé aux 28,4 €/MWh du nucléaire, le MWh gaz ressort en effet à 42,1 € (+48%) et celui du charbon à 48,3 € (+70%).

Enfin, toutes les charges du nucléaire, actuelles et futures, sont couvertes par le prix de l'électricité, et tout particulièrement

C'est la production et la distribution d'électricité qui exigeront les investissements les plus importants : 60% du total des investissements totaux dans l'énergie. Les investissements dans le transport et la distribution seront encore plus importants que dans la production

D'ici 2020 et au-delà, une priorité doit être accordée à l'efficacité énergétique qui a deux dimensions : d'une part, la réduction des consommations énergétiques de chacune des filières, et, d'autre part, la sélection des filières dont le rapport bénéfice sur coût est le plus avantageux, en termes d'émissions de CO₂ et d'investissements, comme de prix de revient.

Compte tenu de l'ampleur des défis à relever, des priorités sont indispensables. D'ici à 2020, la R&D doit être spécialement active dans le domaine de l'énergie, afin de déterminer le plus rapidement possible des priorités claires et d'y allouer d'importants moyens.

Le rôle important du charbon en Europe

La France n'a plus de production charbonnière depuis 2004. Mais sa situation n'est en aucun cas représentative de la situation européenne.

Après la production record de 59 millions de tonnes de 1959, le pacte charbonnier de 1994 a signé l'arrêt en 2005 de la production charbonnière en France. De fait, la fermeture du puits de la Houve en Lorraine, le 23 avril 2004, marque officiellement la fin de l'exploitation du charbon en France, en raison de coûts d'extraction trop élevés par rapport à ceux des pays neufs. De toute façon, les réserves hexagonales en charbon ne dépassent pas 15 millions de tonnes. Pour autant, les importations de charbon en France, en provenance d'Australie et d'Afrique du Sud, principalement, se sont élevées à 12 millions de tonnes équivalent pétrole en 2004. Le charbon continue en effet d'être utilisé principalement pour la production d'électricité thermique (5,5 millions tep) et dans la sidérurgie, soit directement soit indirectement pour la fabrication de coke⁶¹.

Si elle a fortement décru depuis les années 1970, la production charbonnière du Royaume Uni atteint tout de même 15,3 millions tep en 2004, sur la base de réserves de 220 millions de tonnes. Au reste, la production électrique britannique repose encore à 36 % sur les centrales thermiques au charbon.

L'Allemagne a tiré 54,7 millions tep de charbon de son sol en 2004. Après la fermeture de plusieurs mines des Länder de l'Est, le lignite est extrait principalement en Rhénanie et l'anthracite en Ruhr. Les réserves représentent 183 millions de tonnes d'anthracite et 6,6 milliards de tonnes de lignite. Fait marquant, 50,6% de la production d'électricité allemande sont assurés par des centrales thermiques à lignite et à anthracite⁶².

Le charbon occupe toujours une place importante dans les nouveaux pays membres de l'Union européenne. Le premier pays charbonnier européen est ainsi la Pologne, avec 70 millions de tep de charbon produites en 2004 et des réserves de 14 milliards de tonnes. La République tchèque a extrait, la même année, 23,5 millions de tonnes, pour des réserves de 5,5 milliards de tonnes.

Au total, le charbon représente 16% de la consommation d'énergie primaire de l'Union européenne à 25, qui ne possède que 3,7% des réserves mondiales de charbon.

Le charbon, clé de l'avenir énergétique des pays émergents

La Chine est le premier producteur mondial de charbon avec 990 millions tep en 2004 et dispose de réserves considérables (114 milliards de tonnes). Le charbon y joue un rôle essentiel dans la consommation d'énergie primaire, avec 65% du total. En 2003, la production chinoise d'électricité reposait à 70% sur le charbon.

Devant faire face à une croissance très forte de la demande d'électricité, la Chine ne peut que développer l'ensemble des filières - hydroélectrique, gaz naturel et nucléaire -. La part relative du charbon devrait donc décroître. Mais sa production devrait continuer à augmenter en valeur absolue, ne serait-ce qu'en raison du montant très élevé des réserves, soit 12,6% des réserves mondiales de charbon.

La situation de l'Inde est comparable à celle de la Chine, à ceci près que le niveau de consommation d'énergie par habitant y est inférieur⁶⁷. À cet égard, il faut rappeler que 20% de la population indienne n'a pas accès à l'électricité.

Le charbon a, en 2003, fourni 52% de la consommation d'énergie primaire de l'Inde. L'Inde est déjà un grand producteur de charbon, avec 189 Mtep en 2004, sur la base de réserves de 92 milliards de tonnes soit 10,2% des réserves mondiales. La production électrique est assurée à plus de 80% par des centrales thermiques au charbon.

Pas plus qu'en Chine, la diversification des sources d'énergie en Inde ne devrait signifier un recul de la production charbonnière en valeur absolue

L'avenir prometteur mais ambivalent du charbon

164 années de production : tel est le potentiel des réserves mondiales de charbon au niveau de production actuel⁸⁷. Il s'agit là de réserves prouvées, bien réparties géographiquement, présentes dans des pays dont les besoins en énergie sont massifs, comme les États-Unis, la Chine ou l'Inde. La probabilité d'un déclin du charbon est donc très faible⁸⁸.

Prometteur, l'avenir du charbon est aussi porteur de menaces pour l'environnement, compte tenu de l'émission de CO₂ pour chacune de ses utilisations.

Dès lors, le développement de technologies du charbon propre et leur diffusion maximale sur la planète s'imposent dans le cadre de la lutte contre l'effet de serre.

Bien qu'ils refusent l'adhésion au Protocole de Kyoto, les États-Unis sont toutefois très actifs dans la recherche sur le charbon.

Entamé dès 1985 avec le programme sur les technologies du charbon propre qui s'est déroulé jusqu'en 1993, repris en 2001 avec l'initiative sur la modernisation des centrales thermiques à charbon, l'effort des États-Unis dans le domaine charbonnier a reçu une nouvelle impulsion avec l'initiative présidentielle sur l'énergie du charbon propre « Clean Coal Power Initiative » d'une portée de 10 ans.

Une disponibilité variable

La disponibilité de l'énergie éolienne ou de l'hydroélectricité dépend des conditions météorologiques. Démarrant pour un vent de 3 à 5 m/s (11-18 km/h), les éoliennes sont stoppées lorsque le vent dépasse 25 m/s (90 km/h). Les vents faibles et les vents forts les condamnent donc à l'arrêt. Pour autant, leur production dépend fortement de la vitesse du vent. L'hydraulicité altère fortement la production hydroélectrique au fil de l'eau, ainsi que la capacité des barrages sur retenue. Le rendement de la biomasse sur l'année varie en fonction des conditions météorologiques, de même que la production photovoltaïque dépend de l'ensoleillement.

Au total les durées d'utilisation des énergies renouvelables sont inférieures à celles des énergies fossiles ou nucléaire. Comparées aux 8000 heures d'une centrale nucléaire de type EPR, la durée d'utilisation moyenne annuelle pour la France dans son ensemble, est de 2500 heures pour l'éolien, de 2000 heures pour un barrage sur retenue, de 5000 heures par an pour l'hydroélectricité au fil de l'eau, de 500 heures à 5000 heures par an pour l'hydroélectricité par pompage, de 1000 heures par an pour le photovoltaïque.

Fonction de la météorologie, la puissance disponible de l'éolien n'est pas garantie, non plus que celle du solaire thermique ou photovoltaïque. Seule l'hydroélectricité possède un potentiel de production prévisible à court terme

Des contraintes surmontables mais coûteuses

Sur le plan technique, les contraintes de gestion supplémentaires des énergies renouvelables ne sont pas insurmontables. Mais elles enchérissent leur utilisation¹²⁹.

« Sans soutien, les énergies renouvelables ne sauraient s'imposer face aux autres filières ». « Toutes les formes d'énergie auraient eu, à leur démarrage, besoin d'aides pour s'imposer ». « Si les énergies renouvelables ne sont pas encore rentables, la raison en est que des moyens suffisants n'auraient jamais été alloués à la recherche et au développement dans ce domaine ». Telles sont des remarques souvent entendues à propos de la compétitivité des énergies renouvelables.

Le fait est que les énergies renouvelables sont soutenues dans la totalité des pays où elles connaissent un essor. Mais plusieurs pays en pointe dans leur développement manifestent une prudence nouvelle dans leur politique d'aides publiques.

Malgré les dépenses publiques consenties, l'investissement allemand dans l'éolien ne semble pas avoir eu l'efficacité escomptée. En 2002, les 12 000 MW installés fournissaient 3% de la production électrique du pays. En 2004, les 16 628 MW installés ont assuré un peu plus de 4% de la production totale.

La faiblesse de la production provient essentiellement d'un régime de vents peu favorable¹⁴⁶. À titre de comparaison, le ratio production/puissance installée pour 2005 est de 2,1 pour le Danemark contre 1,4 en Allemagne, ce qui veut dire que les éoliennes danoises sont 1,6 fois plus productives que les machines allemandes, non pas en raison des techniques plus efficaces mais en raison seulement d'un régime de vents plus favorable.

Le mécanisme de base pour soutenir le développement des énergies renouvelables devient l'obligation d'achat¹⁴⁷. EDF et les distributeurs non nationalisés sont tenus d'acheter l'électricité produite sur le territoire national par les installations qui valorisent les déchets ménagers, qui alimentent un réseau de chaleur (cogénération) ou qui utilisent des énergies renouvelables¹⁴⁸. Après l'adoption de la loi de 2000 sur la modernisation et le développement du service public de l'électricité, les tarifs d'achat font l'objet d'arrêtés, publiés avant la fin juin 2002.

En 2004, EDF a acheté, au titre de l'obligation d'achat, 24,2 TWh d'électricité, produite à hauteur de 71% à partir de la cogénération, de 15% par l'hydraulique et de 9% par des usines d'incinération d'ordures ménagères (UIOM). L'éolien compte pour 2% du total des achats d'électricité¹⁴⁹.

Tableau 1 : Tarifs d'achat et coût de production des énergies renouvelables pour la production d'électricité

(source : DGEMP et EDF)