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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.

TONNES DE CO² PAR HABITANT

On observe des écarts considérables des émissions entre les différents pays, exprimés en tonnes de CO₂ par habitant ou par unité de PIB (Produit Intérieur Brut) : 34 t par habitant et par an au Luxembourg, 20 t aux USA, 16 t en Australie et au Canada, 13 t en Allemagne, 10 t aux Pays-Bas en Grande-Bretagne et au Danemark, 7 t en France, 4 t au Portugal et au Mexique et enfin 3 t en Chine (tous ces chiffres correspondent à l'année de référence, 1990). Ces contrastes s'expliquent par les niveaux de développement industriel des différents pays mais aussi par les efforts respectifs d'efficacité énergétique de chacun d'eux : ainsi par unité de PIB, la France apparaît comme le "meilleur élève mondial" avec la Suède et la Suisse. Par ailleurs les évolutions tendancielles présentent également des profils très différents : stabilisation dans l'Union Européenne ; forte augmentation aux USA, Canada et Japon ; croissance spectaculaire et ininterrompue des grands pays en voie de développement.

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.

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.

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

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.

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

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


€/MWh	Tarif de l'obligation d'achat - France (date de l'arrêté)		Coûts de production 2005	Diminution des coûts de production probable sur 10 ans
€/MWh	Base	Modulation	Coûts de production 2005	Diminution des coûts de production probable sur 10 ans
Éolien terrestre	83,8 pendant 5 ans (8/6/2001)	30,5-83,8 pendant les 10 années suivantes suivant le site	55-75	- 20%
Éolien offshore	Appel d'offre	-	100-120	-30%
Hydraulique	54,9-61 (25/6/2001)	Prime : 0-15,2 en hiver selon régularité de la production	50-80	Stable
Photovoltaïque	152,5 (hexagone) 305 (Corse, DOM-TOM) (13/6/2002)	Décision nov.05 : +50% particuliers x2 grandes installations	350-550	-50%
Géothermie	76,2 (13/3/2002)	Prime efficacité énergétique : 0-3
Cogénération	61-91,5 (31/7/2001)
Biomasse (combustion matières végétales)	49 (16/6/2002)	Prime efficacité énergétique : 0-12	60-110	-10%
Méthanisation (déchets agricoles ou industriels)	46 (16/4/2002)	Prime efficacité énergétique : 0-12	60-150	-10%
Biogaz de décharge	45-57,2 (3/10/2001)	Prime efficacité énergétique : 0-3	60-150	-10%
Déchets ménagers (sauf biogaz)	45-50 (2/10/2001)	Prime efficacité énergétique : 0-3
Déchets animaux bruts ou transformés (farines animales)	45-50 (13/4/2002)	Prime efficacité énergétique : 0-3
Petites installations (< 36 kVA)	78,7-96,0 (13/3/2002)

Deuxième étape en 2005, le soutien aux énergies renouvelables thermiques est considéré comme une priorité essentielle dans le cadre de la diversification du bouquet énergétique¹⁵⁰. La loi de programme de 2005 fixant les orientations de la politique énergétique vise une augmentation de 50% à l'horizon 2010 de la production de chaleur d'origine renouvelable.

Au final, comme dans tous les pays, le soutien aux énergies renouvelables repose sur les consommateurs. Les organismes de distribution d'électricité ajoutent en effet à la facture d'électricité, un surcoût, dont le produit est reversé aux producteurs à proportion des charges qu'ils subissent du fait de l'obligation d'achat. En 2004, les surcoûts de l'obligation d'achat ont représenté environ 1,1 milliard €, soit environ 3 €/MWh ou 0,3 €/kWh. Il est à noter que la cogénération, au demeurant favorable en termes d'efficacité énergétique puisqu'elle permet la valorisation de la chaleur produite en même temps que l'électricité, représente la majeure partie des charges liées à l'obligation d'achat.

Pour le consommateur individuel, la charge du soutien aux énergies renouvelables et au développement de la cogénération, représente environ 3,5% de la facture d'électricité, et près de 7% pour un consommateur industriel¹⁵¹.

Un développement ambitieux des énergies renouvelables ne doit pas pour autant trop peser sur la facture d'électricité. C'est pourquoi un plafond de 7% du tarif de vente du kWh a été fixé en 2003 pour les surcoûts correspondant à l'ensemble des charges de service public¹⁵².

Si le développement des énergies renouvelables s'accélérait encore dans le cadre actuel, le plafond fixé en 2003 pourrait être rapidement atteint, ce qui obligerait à remettre à plat le mécanisme de financement des charges de service public, et, en particulier, le soutien au développement de ces nouvelles filières. Plusieurs pays en pointe dans ce domaine ont déjà opéré, comme on l'a vu, une révision de leurs politiques de soutien aux énergies renouvelables. La France pourrait y être conduite à son tour plus rapidement que prévu.

Mais peu à peu, apparaissent aussi l'impossibilité du tout éolien et les inconvénients du trop d'éolien.

Le bruit produit par une éolienne a longtemps été considéré comme une nuisance empêchant leur implantation. Les bruits mécaniques des engrenages sont désormais quasiment inexistants. Avec les éoliennes modernes de puissance, dont les pales tournent à faible vitesse, le bruit de souffle des rotors n'est que de 100 décibels en pied de mât et inaudible à 200 mètres.

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. Dans le cas d'éoliennes proches les unes des autres, les phénomènes d'abri ou de turbulence peuvent entraîner l'arrêt de certaines alors que d'autres tournent normalement.

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 faire varier 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 France, malgré les régimes de vent favorables des bords de mer, et la compensation météorologique possible entre l'Atlantique et la Méditerranée, la durée moyenne de fonctionnement des éoliennes à leur puissance nominale ne dépasse pas 2 000 heures par an. On doit par ailleurs noter que pendant les périodes de froid ou de canicule, où la demande d'électricité est la plus forte, les éoliennes sont à l'arrêt faute de vent.

En conséquence, l'alimentation en électricité d'utilisateurs, particuliers ou industriels, ne peut en aucun cas reposer exclusivement sur des éoliennes. Des moyens de production complémentaires doivent nécessairement leur être associés.

S'il est doté d'une éolienne de moyenne puissance, un réseau de faible dimension comme celui d'une petite île non raccordée au réseau doit comprendre des panneaux solaires complémentaires, des batteries de stockage de l'électricité et un groupe électrogène.

Sur un réseau de forte puissance, l'installation d'éoliennes doit être complétée par celle des turbines à gaz ou à fioul susceptibles de les relayer lorsque les conditions météorologiques interdisent leur fonctionnement. Les calculs économiques relatifs à l'éolien doivent donc nécessairement intégrer le coût des centrales électriques additionnelles à leur adjoindre pour que les utilisateurs ne souffrent pas de l'irrégularité de cette production d'électricité.

Enfin, comparée à celles des centrales thermiques, la puissance spécifique des éoliennes est faible - 5 MW au maximum en 2005 -, ce qui, ajouté au caractère aléatoire de leur production, les rend inaptes à l'alimentation en propre de sites industriels.

Si l'Espagne représente actuellement le leader mondial de l'accroissement de capacité, c'est parce que les pouvoirs publics accordent aux investisseurs, depuis 2004, une rétribution garantie sur la durée de vie complète des parcs éoliens.

De même, le Royaume Uni, pour enfin faire décoller l'éolien offshore dont il attend une contribution significative à son approvisionnement énergétique, multiplie les systèmes d'aide, avec des certificats verts, une garantie du capital investi dans l'offshore, une exemption de la taxe sur l'énergie et enfin des réductions d'impôts.

A contrario, toute révision des aides accordées à l'éolien se traduit immédiatement par un ralentissement des investissements.

Ainsi, aux États-Unis, il a suffi que la reconduction de l'aide fiscale à la production PTC (Production Tax Credit) prenne du retard en 2004 pour que l'augmentation annuelle de la puissance installée passe de 1707 MW en 2003 à 448 MW en 2004.

De même, le marché allemand a fléchi de 30% entre 2003 et 2004, en raison de la baisse de 4% en moyenne du prix d'achat de l'électricité éolienne et de sa dégressivité de 2% par an à partir de 2005.

En 2004, l'Europe constituait toujours, le premier marché pour les ventes annuelles des constructeurs, l'augmentation du parc européen ayant atteint 5 856 MW. Mais l'énergie éolienne semble se développer sur d'autres continents qu'en Europe.

Ainsi, l'Asie est devenue le second marché mondial, avec une augmentation de la puissance installée de 918 MW en 2004. En un an, la Chine a augmenté son parc de 24% et l'Inde de 32%. On peut donc dire que l'éolien fait partie des filières énergétiques testées par ces puissances émergentes pour faire face à la gigantesque augmentation de leur demande en énergie.

A contrario, toute révision des aides accordées à l'éolien se traduit immédiatement par un ralentissement des investissements.

Compte tenu de l'importance de son parc éolien et de la variété des caractéristiques géographiques des États membres, l'Union européenne représente un laboratoire des avantages et des inconvénients de cette forme d'énergie.

Grâce à la publication par EurObserv'ER des statistiques annuelles des puissances installées et de la production électrique éolienne de chacun des pays¹⁶⁰, on peut reconstituer le nombre d'heures de fonctionnement à pleine puissance des éoliennes d'un pays considéré et donc le facteur de charge.

Deux groupes de grands pays éoliens¹⁶¹ se distinguent en termes d'efficacité de l'investissement éolien, recouvrant logiquement le régime des vents dont chaque pays bénéficie. Rappelons qu'une année comprend 8 760 heures.

Parmi les pays dont le nombre d'heures de fonctionnement à pleine puissance a été supérieur à 2000 heures par an en 2004, figurent la Grèce (2619 heures), les Pays-Bas (2506 heures), le Royaume Uni (2218 heures) et le Danemark (2108 heures).

L'Espagne bénéficie d'une efficacité voisine avec 1936 heures. Pour les autres grands pays, l'efficacité de l'investissement éolien chute rapidement, en particulier pour la Suède (1836 heures), la France (1798 heures), l'Italie (1694 heures).

L'une des efficiences les plus faibles est celle du parc éolien allemand, dont la durée de fonctionnement à pleine puissance n'a pas dépassé 1451 heures en 2004, soit un facteur de charge de 16,5%. L'installation d'éoliennes sur les côtes allemandes de la mer du Nord ayant été sévèrement limitée pour protéger l'environnement, les éoliennes ont été disséminées sur tout le territoire, y compris des zones peu ou mal ventées.

En conséquence, l'Allemagne, avec ses 16 629 MW de puissance éolienne installée fin 2004, n'a produit que 22,6 TWh, soit 3% de sa production électrique de l'année.

Plusieurs conclusions s'imposent de l'analyse des résultats effectifs de l'exploitation éolienne, qui confirment des intuitions de bon sens.

L'investissement éolien n'a qu'une efficacité très limitée dans les pays dont le régime de vents n'est pas favorable. Des sites bien ventés peuvent bien entendu exister et justifier un tel investissement mais une approche au cas par cas est sans aucun doute meilleure qu'une politique systématique. Ceci renvoie au fait que l'éolien est un moyen de production décentralisée de l'électricité et non pas une filière d'application générale pouvant s'imposer dans un pays au détriment des autres filières.

Par ailleurs, la production éolienne, y compris dans les pays dont le régime de vents est le plus favorable, plafonne statistiquement à 2500, voire 3000 heures par an au maximum. Or le coût d'investissement dans l'éolien est de l'ordre de 922 €/kW, contre 559 €/kW pour un cycle combiné à gaz. Le retour sur investissement est donc très long, comparativement à celui d'installations comme un cycle combiné à gaz qui peut fonctionner près de 7000 heures par an. On comprend donc que l'investissement éolien doive être fortement subventionné.

En parallèle à l'installation d'éoliennes sur son territoire, l'Allemagne a su développer une industrie solide, avec trois entreprises dans les dix premières mondiales du secteur en 2004, Enercon troisième mondial, Repower septième mondial et Nordex huitième mondial. Le chiffre d'affaires des constructeurs allemands s'est élevé à 4,7 milliards €, dont 38% à l'export, tandis que le nombre d'emplois générés est décrit comme « important » par le ministère de l'environnement.

Dans ces conditions, le soutien à l'éolien possède plusieurs dimensions, dont une dimension industrielle et sociale primordiale, qui n'a pas grand-chose à voir avec l'efficacité énergétique.

La rentabilité de l'investissement éolien est actuellement suffisante pour assurer son développement en France. Le tarif de rachat de l'électricité éolienne est en effet largement supérieur à son prix de revient.

D'un montant, fixé en 2001, de 83,8 €/MWh pour les cinq premières années et de 30,5 à 83,8 €/MWh pour les dix années suivantes¹⁶³, le tarif de rachat est en moyenne actuellement de 80 €/MWh, pour un prix de revient compris entre 55 et 75 €/MWh, sur la base d'un facteur de charge moyen en France de 25%¹⁶⁴.

De fait, la puissance moyenne des éoliennes installées s'élève régulièrement, ce qui devrait permettre de baisser les coûts de production¹⁶⁵.

D'après EDF, ce tarif garantit une rentabilité de 11 à 12 % par an, un niveau supérieur à la rentabilité de 8% demandée par les investisseurs. L'expérience semble montrer que cet écart est justifié par le risque pris par l'investisseur. La production d'une éolienne est en effet difficile à prévoir du fait des aléas météorologiques et de la connaissance préalable souvent insuffisante de l'exposition du site choisi.

La procédure de l'appel d'offres paraît adaptée, par ailleurs, à la spécificité des investissements offshore, dont les coûts peuvent varier sensiblement selon les sites.

La loi du 10 février 2000 avait limité aux installations éoliennes de 12 MW au plus, le soutien par le tarif de rachat.

Tout en conservant cette disposition pour les deux ans suivant son adoption, la loi de programme du 13 juillet 2005 fixant les orientations de la politique énergétique, a subordonné l'octroi de ce soutien aux installations construites dans des zones de développement éolien.

L'objectif est en effet d'ordonner l'essor de l'éolien en France, tout en le favorisant. Les zones de développement de l'éolien, proposées par les communes intéressées, sont définies par le préfet du département correspondant, en fonction de leur potentiel éolien et de leurs caractéristiques géographiques¹⁶⁶.

Cette nouvelle approche permettra d'améliorer la répartition des implantations par rapport aux paysages et au réseau électrique et de bénéficier ainsi d'économies d'échelle.

L'intermittence est une caractéristique intrinsèque de l'énergie éolienne, qui induit des contraintes de gestion non négligeables. Dans un pays comme la France, dotée de régimes de vents qui peuvent éventuellement se compenser, la puissance garantie est comprise entre 10 et 20% de la puissance installée.

La prévision à 24h des conditions de vent est relativement fiable. Mais les prévisions de l'heure de déclenchement et d'arrêt du vent sont très déficientes, ainsi que celle de son intensité réelle.

En tout état de cause, la production éolienne peut, en France, se substituer, lorsqu'elle est effective, à des échanges extérieurs et à la production des centrales thermiques mais nécessiter, lorsqu'elle est déficiente, l'entrée en service d'autres moyens de production.

D'où la nécessité d'une gestion fine du réseau, qui oblige à prévoir des moyens de production de substitution ou de stockage de l'électricité produite, par exemple le pompage.

En termes de lutte contre l'effet de serre, l'impact de l'éolien peut être inférieur aux attentes, si des moyens de production de substitution doivent être installés¹⁶⁷.

Le développement de l'éolien entraîne, par ailleurs, des coûts de gestion de réseau. Le coût de l'intermittence est évalué à 2-4 €/MWh par EDF¹⁶⁸, à rajouter au prix de revient réel de l'éolien.

Si la puissance éolienne installée devait atteindre 7 000 kW en France, il faudrait alors renforcer le réseau de transport de l'électricité. Non seulement le surcoût d'environ les deux tiers du MWh éolien par rapport au MWh nucléaire est supporté par le consommateur, mais celui-ci devra aussi prendre en charge les coûts correspondants.

Insuffisantes aujourd'hui, la vérité et la transparence des coûts de l'éolien devront progresser dans les années à venir, afin de permettre des choix rationnels de politique énergétique.

La mise en service commercial en 2002 du réacteur nucléaire N4 le plus récent d'EDF (Civaux 2)²¹⁶, a couronné une période de plus de vingt ans de montée en puissance du parc électronucléaire français.

S'appuyant sur la capacité du pays à exporter de l'électricité, une thèse a longtemps fait florès en France, à savoir l'existence inutile d'une surcapacité de production.

De fait, les exportations d'électricité ont atteint 15,1% de la production en 2002, le climat exceptionnellement doux de cette année ayant diminué la demande intérieure. Cette situation a présenté au moins deux avantages. D'abord, correspondant à près de 6 millions de tep, les exportations d'électricité ont généré des recettes de l'ordre de 3 milliards €. Ensuite, le réseau français étant interconnecté, les exportations ont compensé des importations indispensables dans certaines situations de consommation de pointe²¹⁷.

Mais le solde exportateur a ensuite diminué depuis lors, ne représentant plus que 12,5% en 2004 et continuera à le faire.

Pour répondre à la croissance de la consommation de l'électricité, des investissements seront en réalité rapidement nécessaires.

Les prévisions effectuées par RTE (Réseau de transport de l'électricité) ne laissent aucun doute à cet égard²¹⁸. Sur la base de l'hypothèse d'une croissance moyenne de 1,5% par an de la consommation d'électricité sur la période 2002-2010, une capacité de production de 1,2 GW supplémentaire apparaît nécessaire dès l'été 2009. Pour la période 2010-2020, avec l'hypothèse d'une croissance de 1,1% par an, ce sont au moins 7 GW qui s'avèrent indispensables.

Ces besoins concernant la production de pointe ou de semi-base, les énergies renouvelables ne peuvent apporter à elles seules la réponse au problème posé, compte tenu des aléas de leur contribution. La production en base est aussi probablement concernée, ce qui justifie la construction de la tête de série EPR à Flamanville, le nucléaire étant largement plus compétitif que le gaz naturel [voir rubrique nucléaire].

L'installation, en France, de cycles combinés à gaz apparaît probable. Fonctionnant au gaz de haut fourneau et au gaz naturel, une première installation de 800 MW est construite à Dunkerque par Gaz de France, qui prévoit par ailleurs deux centrales supplémentaires à Fos-sur-Mer (Bouches-du-Rhône) et à Montoir-de-Bretagne (Loire-Atlantique). Une annonce est faite par le courtier en énergie Poweo pour Pont-sur-Sambre (Nord), de grands opérateurs comme Suez ou SNET fourbissant leurs propres projets.

En tout état de cause, un cycle combiné au gaz naturel émettant des quantités importantes de CO₂²¹⁹ par rapport à un réacteur nucléaire, l'entrée en service de ces nouveaux moyens de production devra être compensée par des réductions des émissions des autres secteurs, pour que la France respecte ses engagements liés au Protocole de Kyoto.

Compte tenu des conditions à remplir, l'entrée en vigueur du Protocole a dès lors dépendu de sa ratification par la Russie, intervenue en novembre 2004²⁷⁴.

Alors que de nombreux pays, dont principalement l'Union européenne, avaient déjà mis en pratique ses objectifs, le Protocole de Kyoto est formellement entré en vigueur le 16 février 2005. À cette date, 141 pays l'avaient ratifié, dont 34 pays industriels.

Fin novembre 2005, 157 Etats et organisations régionales, représentant 62% des émissions des pays de l'Annexe I étaient parties prenantes du Protocole de Kyoto

Le Protocole de Kyoto n'établit pas une liste exclusive des mesures utilisables par les parties prenantes pour réduire en interne leurs émissions de gaz à effet de serre. Il en propose toutefois un certain nombre à titre d'exemples.

Le premier axe cité est l'accroissement de l'efficacité énergétique. Les deux suivants concernent les puits et les réservoirs de gaz à effet de serre, ainsi que l'agriculture durable. Le quatrième axe correspond au développement des énergies renouvelables, des technologies de piégeage du CO₂ et des « technologies écologiquement rationnelles et innovantes ». Le cinquième axe correspond à la réduction progressive des imperfections du marché, des dispositions fiscales et des subventions qui vont à l'encontre du Protocole.

On remarquera que le nucléaire n'est pas explicitement cité comme filière de production électrique ne s'accompagnant pas d'émissions de gaz à effet de serre, ce qui ne peut se justifier pour des raisons techniques

S'il s'agit de répondre à la question : « quelle filière choisir pour un investissement dans la production d'électricité ? », les études sont nombreuses et fréquentes.

Depuis l'année 2000, des résultats intéressants ont été publiés par l'université finlandaise de Lappeenranta (2000), le MIT aux États-Unis (2003), la DGEMP en France (2003), l'université de Chicago pour le Département de l'énergie (2004), la Royal Academy of Engineering du Royaume Uni (2004).

Les estimations de prix de revient provenant de ces différentes études sont convergentes : les réacteurs nucléaires de nouvelle génération, mis en service à la fin de la décennie 2010, devraient produire l'électricité à un coût d'environ 30 €/MWh, la fourchette des évaluations étant de 26-38 €/MWh³¹⁶.

Comparée à d'autres filières de production de l'électricité, l'énergie nucléaire est la plus compétitive, selon des estimations réalisées indépendamment les unes des autres. En Finlande, il a été calculé³¹⁷ en 2000 que le prix de revient de l'électricité produite avec une centrale thermique au charbon serait supérieur de 11% à celui d'une centrale nucléaire, avec un cycle combiné à gaz supérieur de 21% et avec une centrale thermique à la tourbe supérieur de 42 %, cette comparaison étant faite sans prendre en compte le coût du CO₂. Une actualisation de cette étude, deux ans plus tard, a donné un avantage similaire au nucléaire, l'éolien ajouté aux comparaisons apparaissant, pour sa part, deux fois plus coûteux que le nucléaire.

Une autre étude comparative importante est celle réalisée à intervalles réguliers par la DGEMP (Direction générale de l'énergie et des matières premières) du ministère de l'industrie, dont la dernière livraison est intervenue fin 2003³¹⁸. Par rapport au coût de 28,4 € du MWh nucléaire, le cycle combiné à gaz est plus cher de 19 % et le charbon pulvérisé de 23 %³¹⁹.

S'amplifiant avec la hausse du prix du gaz et du charbon, l'avantage comparatif du nucléaire se renforce encore dès lors que l'on prend en compte les coûts externes de la production d'électricité, liés à l'impact de la centrale électrique considérée sur la santé et l'environnement³²⁰. Ces coûts, liés aux dommages créés par les émissions atmosphériques et les rejets liquides, ont été estimés pour chacune des filières par la Commission européenne avec l'aide d'universitaires des Etats membres, dans le cadre de l'étude ExternE.

Selon ExternE, les coûts externes hors émissions de dioxyde de carbone CO₂ du nucléaire sont de l'ordre de 1 €/MWh. Les coûts externes du charbon sont 12 fois supérieurs, ceux du fioul 8 fois, ceux du gaz 1,7 fois et ceux de la biomasse 2,3 fois, l'éolien étant le plus neutre (-50%). ExternE a résolu de nombreux problèmes méthodologiques complexes et ses résultats confirment des intuitions de bon sens. La diffusion de ses résultats sur le volet « non CO₂ » a toutefois été insuffisante.

La méthode introduite par ExternE pour prendre en compte les émissions respectives de CO₂ des différentes filières, a fait école. Les calculs correspondants s'appuient sur deux données incontestables : d'une part les volumes d'émissions de CO₂ par MWh produit par la centrale considérée qui dépendent du combustible utilisé, et, d'autre part, le prix de la tonne de CO₂, tel que les marchés d'échanges de quotas d'émissions peuvent le coter. Pour comparer les filières, on ajoute alors au coût du MWh le coût du CO₂ correspondant, le nucléaire n'étant pas concerné puisqu'une centrale nucléaire n'émet pas de CO₂.

Avec la prise en compte du CO2, l'avantage du nucléaire est alors encore plus déterminant. Comparé au 28,4 €/MWh du nucléaire, le MWh gaz ressort en effet à 42,1 € (+48%) et celui du charbon à 48,3 € (+70%)³²¹.

La préparation indispensable du renouvellement du parc électronucléaire d'EDF

EN 2007 LA FRANCE EST RESPONSABLE DE 1.6 % DU CO² MONDIAL (368 MILLIONS DE TONNES SUR 23 MILLIARDS)

CITEPA INVENTAIRE GES FRANCE 2007 pdf277p	POWERNEXT
FRANCE CO2 ORIGINE 2006	BLUENEXT
MONDE CO² STATS AIE 2005 CHAR+GAZ+FUEL	SITE BLUENEXT
80% MONDE CO² GRAPHIQUE FRANCE < 2%
PPT JANCOVICI ASSEMBLEE NAT OCT 2007	GES PPT