Décentralisation, nouveau paradigme de la transition énergétique ?

17/07/2017
Auteurs : Etienne Beeker
Publication REE REE 2017-3
OAI : oai:www.see.asso.fr:1301:2017-3:19444
DOI : http://dx.doi.org/10.23723/1301:2017-3/19444You do not have permission to access embedded form.
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32 ◗ REE N°3/2014 Décentralisation, nouveau paradigme de la transition énergétique ? L'ARTICLE INVITÉ ETIENNE BEEKER Conseiller scientifique à France Stratégie Dans l’énergie, à l’instar de nombreux autres domaines, le modèle centralisé est aujourd’hui remis en cause L e développement des énergies renouvelables, la maîtrise des émissions de CO2 , les écono- mies d’énergie et la sortie des énergies conven- tionnelles constituent depuis un peu moins de deux décennies l’alpha et l’oméga de la transition énergé- tique, du moins en Europe. A ces objectifs a été aujourd’hui adjoint un nouveau mantra qui est de produire et de gérer l’énergie localement, si possible de manière collaborative. Le but de ses promoteurs est double : faire en sorte que les consommateurs se « réapproprient » cette gestion et minimi- ser les flux physiques échangés grâce à des circuits courts, comme si l’énergie et même l’électricité étaient des produits potagers (on parle de « cultiver l’énergie » dans des « jardins ou des champs solaires »). Le sujet fait consensus et se retrouve désormais sur le devant de la scène avec l’apparition dans les médias spécia- lisés de rubriques dédiées à la décentralisation énergétique, qui se rangent au côté de celles dédiées aux énergies renou- velables et à la lutte contre le changement climatique, leur volant parfois la vedette. Comme enjeu de pouvoir, il a logi- quement pris une tournure politique, comme on a pu le voir lors de la dernière élection présidentielle où les candidats se sont presque tous exprimés sur cette question, les prises de position allant des plus radicales (dénonciation des « éner- gies centralisées, opaques, liées aux dictatures, organisées sur la rente » et promotion d’une « révolution citoyenne grâce à l’énergie solaire qui permette aux collectivités locales ou à Dans l’énergie, à l’instar de nombreux autres domaines, le modèle centralisé est aujourd’hui remis en cause sous la poussée sociétale, alimentée par les évolutions technologiques récentes dans les énergies renouvelables, le stockage ou encore la digital- isation du secteur. Ce mouvement vient principalement d’Allemagne et de l’Energiewende, la transition énergétique à l’allemande qui tend à s’affranchir des énergies conventionnelles centralisées et à remunicipaliser la production et la gestion de l’énergie suivant un modèle d’organisation traditionnel propre à ce pays. Les technologies sont cependant loin d’être mûres qui permettent de mettre en place un tel modèle, et en particulier le stock- age intersaisonnier qui permettrait d’utiliser pendant l’hiver l’électricité produite par les panneaux solaires en été. La pénétra- tion de l’économie digitale dans le secteur énergétique est plus prometteuse à court et moyen terme, mais implique de sortir les consommateurs de leur passivité et de les transformer en consom’acteurs, les sondages révélant qu’ils sont plus sensibles à leur facture qu’à l’origine de leur électricité. Pour autant une telle évolution est en marche et le risque actuel est de céder à l’impatience et de vouloir installer un tel modèle en forçant la pénétration de technologies non matures ou sans avenir, avec pour conséquence de voir le contribuable financer des installations au bénéfice de quelques-uns, tout en faisant supporter les coûts du maintien de la sécurité d’approvisionnement au reste de la collectivité. RÉSUMÉ As is the case in other sectors, the energy industry’s centralized model is today being challenged by societal pressure and recent technological progress in renewable energy, storage capability and digitization. This trend comes mainly from Germany and its Energiewende, or energy transition, which has encouraged the development of non-conventional decentralized energy sources, generated and managed in line with Germany’s long-standing tradition of organizing the sector. Nevertheless, the technologies are far from ripe for such a model, in particular for inter-seasonal storage, which makes it possi- ble to use the electricity generated by, say, solar panels during the winter. The penetration of the digital economy in the energy sector is more promising in the short and medium terms, but to be successful, consumers must be made active participants in the sector – so-called prosumers. This necessity is confirmed by surveys that reveal they are more sensitive to their bill than the origin of their electricity. While this change is currently taking place, the risk is to give in to impatience and want to install such a model by implementing technologies that are not yet mature or whose future is in doubt. The consequence could well be taxpayers financing infrastructure for the benefit of a minority while footing the bill for the costs of maintaining security of supply to the rest of the community. ABSTRACT REE N°3/2017 ◗ 33 L'ARTICLE INVITÉ des regroupements de consommateurs d’être autonomes ») à d’autres plus modérées (« redonner du corps au poncif d’une transition énergétique qui ne se fera qu’au niveau des territoires »). Mais rappelons que si les réseaux électriques se sont autrefois imposés, c’est qu’ils constituaient la façon la plus économique de mettre en concordance spatiale et tempo- relle des moyens de production diversifiés – dans leur nature comme dans leur localisation – avec des usages dispersés et variables. La France, à l’instar de tous les pays avancés, a fait le choix après la Seconde Guerre mondiale de développer un système électrique centralisé, tirant parti des économies d’échelle qu’il procurait. La péréquation tarifaire et l’obligation de desserte ont permis de maintenir l’égalité de traitement entre tous les consommateurs, y compris pour les territoires d’outremer qui disposent de systèmes de production d’élec- tricité spécifiques. L’ancien modèle énergétique avait donc quelques vertus, et si le nouveau modèle décentralisé appa- raît attrayant, quelles peuvent être les chances qu’il voie le jour dans la décennie qui vient sur notre continent ? Une tendance sociétale dans l’air du temps alimentée par les évolutions technologiques récentes Les évolutions technologiques ont récemment fait bouger les lignes. Le développement accéléré des énergies renou- velables (EnR) depuis une décennie a entraîné une baisse de leurs coûts, due aux économies de série. Il est désor- mais imaginable de satisfaire l’aspiration à l’autonomie éner- gétique exprimée par de nombreux Français, d’autant que de nouvelles technologies comme le stockage et les réseaux intelligents ou “smart grids”, promettent aux consommateurs de pouvoir gérer au plus fin leurs besoins énergétiques en fonction de l’offre disponible. Parce qu’elle est capable de ré- pondre à tous les usages – s’éclairer, se chauffer, s’informer, se déplacer, etc. – l’électricité est concernée au premier chef. Mais la chaleur, qui se transporte mal, et la production de gaz à partir de déchets ou de biomasse, qui n’a d’intérêt que si elle est réalisée localement, s’intègrent bien à ce nouveau monde que certains appellent de leurs vœux. De fait, ces évolutions techniques sont portées par les évo- lutions sociétales. De nombreux citoyens souhaitent adopter des comportements plus vertueux et plus sobres dans la consommation des ressources, ce qui peut paraître d’autant plus accessible que celles-ci sont proches d’eux. Une crois- sance verte, fondée sur les énergies « propres » et l’économie circulaire, doit à leurs yeux prendre le relais de la croissance traditionnelle, tout en créant de nouveaux marchés et de nouveaux emplois. L’autoconsommation fait son apparition, encouragée par la baisse du prix du solaire photovoltaïque, par la hausse du prix du kWh issu des réseaux centralisés et enfin par une tarification héritée du passé, reposant princi- palement sur le kWh consommé et très peu sur les services auxquels le réseau donne accès. Figure 1 : Le modèle du futur ? Le réseau desservant les consommateurs depuis des grandes centrales de production conventionnelles laisserait sa place à un réseau distribué composé de boucles locales et orchestré par un centre de contrôle intelligent – Source ENISA, Colorado State University. 34 ◗ REE N°3/2017 L'ARTICLE INVITÉ L’Allemagne, pionnière de la transition énergétique, a initié cette tendance mais fait face aujourd’hui à de nombreux défis Ce mouvement profite-t-il simplement d’un effet de mode ou est-il le fruit d’évolutions plus profondes ? Le cas de l’Alle- magne est à observer, le pays s’étant fait le champion d’un tel modèle en réactivant avec l’Energiewende – littéralement « le tournant énergétique » – une ancienne tradition de pro- duction et de gestion énergétiques par les entités locales, qu’il s’agisse des Länder ou des Stadtwerke (services municipaux ; en France certains parlent d’ailleurs de « remunicipalisation » de la gestion énergétique). Outre-Rhin, l’énergie nucléaire a toujours été perçue comme une énergie centralisée, néces- sairement gérée au niveau fédéral, voire transnational, et c’est précisément une des raisons pour laquelle nos voisins sou- haitent s’en affranchir. Le choix en faveur des énergies renou- velables, au-delà du projet de création d’une filière industrielle, a aussi été un moyen de se réapproprier la gestion énergé- tique au niveau local. La participation des citoyens à la tran- sition énergétique est incitée à tous les niveaux et le terme d’ « énergie citoyenne » est fréquemment utilisé, même s’il n’existe pas de définition claire à ce terme. Des universités, comme celle de Leuphana1 ont cependant tenté de théoriser autour de ce concept et d’en apporter une définition détaillée approximative. Au sens strict, une société d’énergie citoyenne se caractériserait par son ancrage régional, une prise de parti- cipation sous forme d’apports en fonds propres et l’obtention de droits de vote pour le pilotage des projets. Six ans après son lancement, la transition énergétique alle- mande continue de bénéficier de l’appui massif de la popu- 1 www.leuphana.de/fileadmin/user_upload/Forschungseinrichtungen/pro- fessuren/finanzierung-finanzwirtschaft/files/Definition-und-Marktanalyse- von-Buergerenergie-in-Deutschland.pdf lation mais fait face à de nombreux défis. Le prix du kWh a quasiment doublé en 10 ans en raison des charges liées au développement des EnR (« EEG-Umlage ») mais aussi, et plus récemment, de la part des charges liées à la gestion du réseau (« Netzentgelt »). De manière logique, quoique contre-intuitive, les Allemands se voient en effet dans l’obli- gation de renforcer leur réseau, tant pour la distribution que pour le transport du courant. Les gisements de vent ou de soleil n’ont pas eu la bonne idée de se situer à proximité des centres de consommation (voir par exemple le contraste entre le Nord, venté, et le Sud, industriel). Plus généralement, les EnR produisant avec un facteur de charge réduit, la puis- sance installée pour la même énergie produite est bien plus importante que pour un moyen fonctionnant en base. Outre- Rhin, entre 2008 et 2016, seuls 12 GW d’installations de pro- duction centralisée, dont 9,5 GW nucléaires, ont été arrêtés alors que près de 80 GW ont été mis en service, très majo- ritairement d’éolien et de solaire photovoltaïque (figure 2). Il convient en outre de rappeler que les réseaux sont dimen- sionnés pour les pointes de transit. Conséquence imprévue, les Länder se retrouvent paradoxalement plus dépendants les uns des autres et soumis à une régulation fédérale plus prégnante. Des coûts de transition très importants faisant réapparaître les inégalités entre Länder Le montant des investissements déjà engagés par l’Alle- magne dans les EnR jusqu’au début de l’année 2017 donnent le vertige. Le chiffre couramment avancé s’élève à 500 mil- liards d’euros (soit environ le quart de la dette française) auquel il faut rajouter les dépenses « annexes », en particulier pour le renforcement du réseau. Celles-ci se comptent tout Figure 2 : Evolution de la capacité électrique en Allemagne par types de moyens : la capacité en moyens stables et conventionnels reste proche de 100 GW, tandis que se développent les moyens intermittents. Le décrochage en 2011 est dû à l’arrêt de 7 tranches nucléaires suite à la catastrophe de Fukushima – Source : https://www.energy-charts.de/power_inst.htm REE N°3/2017 ◗ 35 L'ARTICLE INVITÉ de même en dizaines de milliards d’euros, d’autant que le choix – très coûteux – a été fait d’enfouir les lignes à haute tension, les populations se montrant réticentes à les voir pas- ser en aérien. D’autres coûts surgissent comme ceux liés au “redispat- ching”. Un milliard et demi d’euros ont été dépensés en 2015 par le régulateur des réseaux (et répercutés dans le tarif) pour arrêter certaines centrales et en démarrer d’autres, plus chères mais permettant de décongestionner le réseau. L’Autriche servant de réserve de stockage grâce à ses capacités hydrau- liques importante, ses interconnexions frontalières avec l’Alle- magne se retrouvent régulièrement engorgées et le courant se retrouve à devoir traverser des pays comme la Pologne ou la République tchèque qui sont pourtant étrangers aux tran- sactions commerciales austro-allemandes, ce qui ne manque pas de générer quelques tensions diplomatiques. Ces phéno- mènes prouvent, s’il était encore nécessaire de le faire, qu’au- delà d'une certaine quantité, des énergies initialement locales se retrouvent à migrer vers des territoires imprévus. Socialement, ces coûts sont inégalement répartis et les inégalités s’accroissent, certains Länder de l’Est, moins indus- trialisés, moins consommateurs mais ayant accueilli propor- tionnellement plus d’EnR, se retrouvant à payer des charges de réseau plus élevées. S’en sont suivis de nouveaux débats dans le pays et des voix pour réclamer une péréquation pour l’instant refusée par le gouvernement fédéral. La loi dite EEG 2.0, entrée en vigueur en août 2014, s’ef- force d’encadrer les quantités d’éolien et de solaire pouvant être développées annuellement, dans le double but de maî- triser les coûts de l’Energiewende et de laisser au système électrique le temps de s’adapter. Pour l’heure, l’équilibre du système est menacé et un système de réserves stratégiques a été instauré afin de maintenir en service les centrales ther- miques non rentables afin d’assurer cet équilibre. Du coup l’Allemagne éprouve la plus grande difficulté à diminuer ses émissions de CO2 et à sortir du charbon, une énergie qui a accompagné pendant plus d’un siècle le développement économique du pays et qui reste perçue par la population comme une énergie locale pourvoyeuse d’emploi (figure 3). L’Union européenne accompagne ce mouvement et cherche à promouvoir le modèle décentralisé dans un projet de directive Fin novembre 2016, la Commission Juncker a adopté une série de propositions connues sous le nom de “Winter Pac- kage” ou encore « paquet pour une énergie propre pour tous les Européens », destinées à compléter les directives Climat- Energie déjà existantes. Il vise à assurer l’atteinte des grands objectifs de 2030 et traite de sujets alliant l’efficacité éner- gétique, l’intégration au marché des EnR, la rénovation des bâtiments… avec comme philosophie de confier la conduite de l’essentiel des politiques énergétiques à la Commission et la réalisation au marché. Ce paquet définit un droit fondamental à l’autoconsomma- tion, met en avant le rôle du « consom’acteur » et adopte des dispositions afin que les collectivités puissent, sous condi- tions, participer au marché. Il propose, afin de donner un rôle majeur aux acteurs locaux, la mise en place de « Commu- nautés énergétiques locales » (CEL), qui pourraient être des Figure 3 : La consommation d’énergie primaire en Allemagne en 2015 était encore assurée à plus de 85% par les énergies conventionnelles. Source : FNR d’après ZSW/AGEB 3/2016. 36 ◗ REE N°3/2017 L'ARTICLE INVITÉ associations, des coopératives, des ONG, des entités légales d’actionnaires ou encore des membres locaux. Leur défini- tion est toutefois encore très floue et plusieurs points restent à définir très précisément comme les codes techniques de raccordement au réseau public de distribution (en termes de tenues de fréquence et de tension par exemple), ainsi que la rémunération des services offerts par ce réseau public. Celui-ci voit son rôle évoluer d’achemineur d’électricité à un rôle assurantiel, ce qui devrait obliger à faire évoluer sa tari- fication. En cas de signal économique inadapté reçu par les consommateurs rattachés à une CEL, ceux-ci pourraient en effet voir leur facture diminuer alors même que le coût global pour la collectivité augmenterait. La France suit les traces de l’Allemagne avec sa loi de transition énergétique et ses territoires à énergie positive Faisant fi des écueils rencontrés par son voisin, la France s’est inspirée de son modèle et a fait quelques pas dans sa direction avec la loi de transition énergétique d’août 2015. Ce texte, outre une réduction de la capacité nucléaire installée d’un tiers avant 2025 et la disparition des centrales à charbon, vise notamment à porter la part des EnR dans le mix éner- gétique à 32 % en 2030 et à développer des « territoires à énergie positive » (TEPOS), capables de produire plus d’éner- gie qu’ils n’en consomment en bilan annuel. Des services de flexibilité locaux (gestion dynamique conjointe de la demande et de l’offre) pourront être expérimentés sur des portions de réseau ainsi que le déploiement de réseaux électriques intel- ligents (gestion optimisée de stockage et de transformation des énergies). Les collectivités territoriales se voient ainsi attri- buer un rôle plus important dans le choix et la gestion de leur mix énergétique. Une loi adoptée le 15 février 2017 relative à l’autoconsommation d’électricité jette les bases d’un encadre- ment de cette activité, qu’elle étend à certains regroupements de consommateurs, et appelle à une révision de la tarification du réseau (sans plus d’indications). Des appels d’offre « auto- consommation » complètent le dispositif, offrant une sur-ré- munération à l’installation de panneaux photovoltaïques (PV) dont la majorité de la production serait autoconsommée. Ce critère apparaît cependant peu pertinent, car l’important est de mesurer la moindre sollicitation au réseau global, basée sur la puissance appelée, et qui n’a pas forcément un rapport direct avec la part de l’électricité autoconsommée (figure 4). Cependant certaines définitions comme celles des TEPOS restent pour le moment très imprécises, et en l’absence de décret, la loi attend simplement de ce type de territoire « de s’engager dans une démarche permettant d’atteindre l’équi- libre entre la consommation et la production d’énergie à l’échelle locale en réduisant autant que possible les besoins énergétiques et dans le respect des équilibres des systèmes énergétiques nationaux ». A noter que la loi prévoit égale- ment que 200 expérimentations TEPOS soient engagées en 2017 et il n’en existe aucune à l’heure où ces lignes sont écrites. Un certain recouvrement existe avec les « territoires à énergie positive pour la croissance verte » (TEP-CV) vou- lus par la Ministre Ségolène Royal et dont la définition est très ouverte : « Un TEP-CV est un territoire d’excellence de la transition énergétique et écologique. (…) La collectivité propose un programme global pour un nouveau modèle de développement, plus sobre et plus économe ». Les régions avancent en ordre dispersé et semblent mésestimer les difficultés qui vont se présenter Par décret d’août 2016, la loi NOTRe a instauré l’obliga- tion pour les régions nouvellement créées de produire un nouveau schéma de planification, dénommé SRADDET (ou Figure 4 : Consommation et production quotidiennes d’un particulier disposant d’un panneau photovoltaïque. Source : France Stratégie, « Énergie centralisée ou décentralisée ? », E.Beeker, Janvier 2017. Note : le particulier est censé résider en région PACA. On constate qu’en hiver, la production locale par le panneau solaire ne permet pas de couvrir la consommation et que la pointe du soir est entièrement assurée par le réseau centralisé. En été, la production photovoltaïque est très excédentaire et doit être évacuée par le réseau. REE N°3/2017 ◗ 37 L'ARTICLE INVITÉ schéma régional d’aménagement, de développement durable et d’égalité des territoires) qui fusionnera plusieurs documents sectoriels ou schémas existants. Onze régions métropolitaines doivent élaborer leur SRADDET, avant août 2019 et les pro- jets les plus divergents apparaissent déjà. Les Hauts-de-France qui s’étaient inspirés jusqu’il y a peu de temps de l’essayiste Jeremy Rifkin et de sa très médiatique « troisième révolution industrielle » – qui prône l’abandon du nucléaire et des éner- gies carbonées au profit d’un modèle décentralisé basé sur les énergies renouvelables, dont l’énergie produite s’échange- rait entre petits producteurs grâce à Internet – veulent désor- mais accueillir un EPR de nouvelle génération et bannir les éoliennes du paysage. A l’autre bout de la France, l’Occitanie ambitionne de devenir la « première région à énergie positive d’Europe » en s’inspirant de scénarios à base de 100 % d’EnR, mais sans fixer encore d’objectifs précis. La ville de Paris, qui se propose avec son nouveau plan climat-air-énergie d’atteindre « la neutralité carbone » et une consommation énergétique « 100 % EnR » à l’horizon 2050, fait partie des grandes métropoles où vit désormais la moi- tié de la population mondiale. Ces métropoles n’ont pas de ressources propres – la couverture en panneaux solaires de toutes les surfaces possibles serait très loin de leur apporter l’autosuffisance énergétique – et sont contraintes de se repo- ser sur un “hinterland” pour se procurer les ressources né- cessaires. Dans certaines projections2 , Paris compterait ainsi sur des surfaces de plusieurs centaines de km2 de forêt ou de champs solaires qui seraient dédiées à sa consommation… Le cas des départements d’outre-mer est tout aussi ins- tructif. Selon la loi de transition énergétique d’août 2015 (LTECV), ils doivent « parvenir à l’autonomie énergétique (NB : c’est-à-dire y compris les transports) à l’horizon 2030 avec, comme objectif intermédiaire, 50 % d’énergies renou- velables à l’horizon 2020 », un objectif jugé irréaliste par la plupart des observateurs. En effet ces territoires produisent encore leur électricité dans une large majorité avec des éner- gies fossiles importées, et les transports, qui reposent inté- gralement sur la consommation d’hydrocarbures, comptent pour presque les deux tiers de la consommation énergé- tique. Mais une étude publiée récemment dans cette revue3 , montre qu’il est beaucoup plus difficile pour ces zones non interconnectées de parvenir à un bilan 100 % EnR que pour un pays qui le serait. Le Danemark est souvent cité en exemple car sa consommation est régulièrement assurée à 100 % par des EnR (en l’occurrence l’éolien), mais il est rare- ment mentionné que la capacité des lignes le reliant à ses 2 Stratégie de la Ville de Paris pour atteindre la neutralité carbone en 2050, http://paris2050.elioth.com/ 3 Article REE 2016-5 « Analyse technico-économique d’un système électrique européen avec 60 % d’énergies renouvelables », Vera Silva, Miguel López- Botet Zulueta, Ye Wang, Paul Fourment, Timothee Hinchliffe, Alain Burtin. voisins allemands et scandinaves dotés de grandes capacités conventionnelles et hydrauliques, est supérieure à sa capa- cité de production installée (il peut donc être à un moment donné 100 % importateur ou 100 % exportateur). Les montants alloués par les régions dans leurs budgets 2017 aux politiques énergétiques sont loin de refléter leur rôle de chefs de file en la matière. Si l’Occitanie va consacrer 64 millions d’euros (1,9 % de son budget total) aux ques- tions énergétiques, la majorité des régions se limitent à une vingtaine de millions d’euros, une somme modeste en regard des enjeux et des coûts liés à une transition énergétique. Les montants en jeu se chiffrent en effet en centaines de milliards d’euros. La communauté européenne évoque le montant de 1 000 milliards à investir dans les énergies re- nouvelables entre 2015 et 2030 pour tenir les objectifs fixés par les directives (27 % d’EnR dans la consommation à cette date). Comme cela a été signalé ci-dessus, l’Allemagne, à elle seule, a déjà engagé quelque 500 milliards d’euros pour sa transition énergétique, soit le quart de la dette française (en faisant supporter ces coûts par le tarif de l’électricité sur une durée de vingt ans). La décentralisation énergétique doit se planifier sur le long terme et s’adapter aux évolutions technologiques Aucune révolution n’apparaît donc possible à court terme. Pour autant, les contours d’un nouveau monde sont à ima- giner, où les évolutions technologiques joueront un rôle pré- dominant. La maturité de trois secteurs clés est à suivre de près : celle des moyens de production renouvelables, celle du stockage d’énergie et celle du numérique et de sa péné- tration dans le secteur de l’énergie. Le coût de production des EnR électriques a fortement baissé ces dernières années et vient rattraper celui des moyens de production conventionnels, si l’on se réfère à la méthode des coûts complets qui n’intègre pas les coûts d’intégration de ces moyens dans le réseau. L’actualisation faite en 2017 de la note de l’Ademe « Coûts de production des EnR » révèle que ces baisses ont affecté différemment le solaire PV, l’éolien ou les centrales à biomasse, ces dernières ayant peu vu leurs coûts évoluer (figure 5). Le bois-énergie paraît par ailleurs mieux adapté à la production de chaleur, surtout si on veut l’utiliser localement dans des chaudières in- dividuelles ou collectives, que pour la production d’électricité en raison des faibles températures de la source chaude, in- duisant un faible rendement de Carnot. Les grandes centrales à biomasse ont montré qu’elles dépendaient des importa- tions en bois, ce qui n’est généralement ni économique ni un exemple de décentralisation énergétique. Contrairement aux centrales scandinaves situées dans des régions forestières et qui peuvent rentrer dans cette catégorie, la centrale de 38 ◗ REE N°3/2017 L'ARTICLE INVITÉ Gardanne en est l’exemple emblématique. Il est prévu pour son fonctionnement d’importer environ 850 000 tonnes de bois par an, souvent de fort loin, pour une puissance de seu- lement 150 MW. Face aux controverses, sa mise en service semble d’ailleurs ne plus être assurée. Les EnR ont vu leur coût fortement baisser ces dernières années mais restent tributaires des aides publiques et des services offerts par le réseau L’éolien a surtout vu ses coûts baisser en raison d’éco- nomies d’échelle : la taille des mâts et la puissance uni- taire n’ont cessé d’augmenter et leur conception a évolué pour s’adapter à différents types de régimes de vent. Les machines, en raison des réglementations, sont situées à bonne distance des habitations, ce qui pose naturellement la question du caractère « local » de leur production. Si l’éner- gie produite par une éolienne de 3 MW peut être absorbée dans un rayon de quelques kilomètres, ce n’est plus possible pour une ferme éolienne de quelques centaines de MW et encore moins pour un champ éolien en mer de presque 1 GW, soit la puissance d’une centrale nucléaire. Certains observateurs, comme le think tank « La Fabrique écologique » dans une étude de février 2017 « Pour une décentralisation énergétique proche des citoyens », proposent d’ailleurs de ne pas classer l’éolien en mer dans les moyens de production décentralisée. Cette proposition pourrait s’étendre à certains grands champs terrestres, ce qui pose la question de la li- mite à partir de laquelle une installation peut être considérée comme décentralisée. Le solaire PV ne paraît pas devoir souffrir d’une telle classi- fication : les panneaux peuvent s’installer jusque sur les toits des maisons, ses coûts sont ceux qui ont le plus diminué ces dernières années et nombreux sont ceux qui s’attendent encore à de nouvelles baisses dans la décennie qui vient. Ces baisses du coût unitaire des panneaux sont essentiel- lement dues à des effets de série, mais comme pour les autres moyens, les effets d’échelle jouent également dans le solaire. Ainsi le coût complet d’une grande installation au sol est-il proche de 60 e/MWh et est environ trois fois inférieur Figure 5 : Coûts complets de production en France pour la production d’électricité renouvelable – Source : Ademe 2017. REE N°3/2017 ◗ 39 L'ARTICLE INVITÉ à celui d’une installation sur toiture résidentielle et deux fois inférieur à celui d’une installation sur grande toiture, commer- ciale ou industrielle. Fin 2016, la capacité totale en solaire PV installée en France s’élevait à 7,1 GW, correspondant à 1,5 % de la production d’électricité nationale, dont environ les deux tiers sont des installations de PV sur toitures industrielles et 1,2 GW sur toitures résidentielles (moins de 9 kWc) : cela donne une idée du chemin à parcourir pour décentraliser entièrement la production. Le coût complet n’est qu’un indicateur car la production solaire ou éolienne est variable et c’est sa valeur pour le sys- tème électrique qui importe (figure 6). Deux moyens doivent permettre de synchroniser les moments où le besoin en électricité s’exprime avec ceux où elle est produite : le stoc- kage et le pilotage de la demande. La recherche d’une technologie de stockage abor- dable mobilise encore les équipes de chercheurs Beaucoup d’espoirs sont placés dans les batteries, dont les prix ont également baissé ces dernières années en raison des quantités produites de plus en plus importantes en par- ticulier dans le développement de la mobilité électrique. On notera d’ailleurs que les deux-roues à assistance électrique, un mode de déplacement dans un périmètre bien local dont les ventes ont explosé depuis quelques années, constituent aujourd’hui dans le monde le premier débouché pour les cellules de batteries, devant les véhicules électriques. Mais ces batteries ne permettent au mieux et seulement dans certains cas (sites régulièrement ensoleillés et faiblement connectés), qu’un stockage intra-journalier entre la pointe solaire méridienne et la pointe de consommation du soir. Le stockage inter-saisonnier n’a aujourd’hui comme solution économiquement viable que les grandes stations de pom- page hydrauliques, mais les sites favorables en Europe sont déjà équipés. En attendant, seules les centrales convention- nelles, généralement au gaz, peuvent assurer les services qu’on attend du système électrique, principalement la sécuri- té d’approvisionnement en cas d’absence de vent et de soleil (“back-up”) et le maintien de la fréquence et de la tension pendant les périodes de fortes variations de la production ou de la consommation (« flexibilité »). Le numérique apparaît comme la technologie la plus à même d’offrir à court terme de la flexibilité au système électrique Les technologies numériques sont plus mûres et leur pénétration dans le secteur électrique semble pouvoir sur- venir à une échéance plus rapprochée que le stockage. Plu- sieurs évolutions sont cependant nécessaires : les appareils consommateurs doivent être connectés et comprendre des protocoles de communication partagés, des logiciels intel- ligents doivent pouvoir piloter les usages en fonction de signaux, notamment de prix, et ces signaux doivent pouvoir être transmis en temps réel au consommateur (ou à un intermédiaire comme un agrégateur ou un fournisseur) et refléter la valeur de l’énergie dans le système. Ce dernier point est loin d’être acquis, car depuis quelques années le marché de l’électricité européen est fortement distordu, Figure 6 : La “Duck Curve” popularisée par des études californiennes : trop d’énergie solaire crée un risque de surproduction l’après-midi et un besoin de flexibilité accru au coucher du soleil – Source : Stanford University. 40 ◗ REE N°3/2017 Marque d’intérêt pour une électricité… Essentielle Utile mais pas essentielle Sans importance Vous ne savez pas Livrée en continu, sans interruption 70 % 20 % 3 % 7 % Pas chère 64 % 27 % 2 % 7 % Renouvelable (solaire, éolien...) 57 % 31 % 6 % 6 % Produite près de son lieu d’origine 36 % 41 % 15 % 8 % Pas d’origine nucléaire 27 % 39 % 25 % 9 % Tableau 1 : Sondage Synopia – Réponses à la question sur les caractéristiques possibles pour la production d’électricité en France. L'ARTICLE INVITÉ avec des prix du MWh extrêmement bas (voire négatifs, une curiosité qui commence à être bien connue) et non incitatifs aux investissements, que ce soit dans des moyens de production de toutes natures, dans des actions d’effica- cité énergétique ou de maîtrise de la demande, ou encore dans des moyens de stockage. L’urgence est donc de « ré- parer » le marché de l’électricité, et le consensus en Europe sur la façon d’y parvenir n’est pas atteint, différents Etats- membres ayant déjà mis en place leurs propres solutions auxquelles ils tiennent. Les consommateurs plus soucieux de leur facture et de la continuité de leur approvisionnement que de l’origine de leur électricité Ces évolutions technologiques acquises, il restera à sor- tir les consommateurs de leur passivité, le système élec- trique s’étant jusqu’à présent adapté à leur demande, pour les transformer en « consom’acteurs » (« prosumers »). Comme le note le think-tank Synopia, qui a réalisé début 2017 un intéressant son- dage4 sur la question, la bonne volonté de nos concitoyens semble indiscutable, mais le besoin d’explication et de péda- gogie est immense tant leurs aspirations sont contradictoires. Ils veulent avant toute chose disposer d’une électricité livrée en continu sans coupure de courant (70 %), puis bon marché (64 %) avant qu’elle soit d’origine renouvelable (57 %) ou produite localement (36 %) (tableau 1). Les Fran- çais appuient donc l’essor des énergies renouvelables, mais à la condition que ce- lui-ci s’inscrive dans un cadre maîtrisé en termes de coûts et de sécurité d’approvi- sionnement. Un point très positif est qu’ils sont à 87 % prêts à faire évoluer leurs 4 http://www.synopia.fr/les-francais-et-la-transition- energetique-limpossible-quadrature-du-cercle/ habitudes de consommation pour les adapter à la production locale (vent, soleil…). Le dernier point abordé par le sondage est la péréqua- tion tarifaire, qui promeut la solidarité entre les territoires et est, avec l’égalité de traitement, l’un des fondamentaux du modèle énergétique français. Il en ressort que le soutien à la péréquation tarifaire de la part des Français est franc et mas- sif, 67 % des sondés estimant qu’elle devait être maintenue, quel qu’en soit le coût et 26 % imposant des conditions à sa remise en cause. Ce principe de péréquation est antinomique à celui de décentralisation et paraît difficilement pouvoir survivre au développement du fait local, au rôle croissant de l’autocon- sommation et à la libéralisation du système énergétique. Il constitue un frein aux innovations (stockage, gestion intelli- gente…) qui trouvent dans des prix différenciés une source de valorisation. Pour autant la cohésion nationale ne doit pas être perdue de vue et sur la voie de la décentralisation énergétique, le plus déli- cat ne sera-t-il pas de redéfinir les bases d’une nouvelle solidarité entre territoires compatible avec le développement des in- novations technologiques évoquées dans cet article et indispensables à son avène- ment ? Quels scénarios pour le futur ? Le monde nouveau qui se dessine en matière énergétique dépendra à la fois de ce que la technologie permettra de faire avec une rentabilité économique suffi- sante, de la capacité de financement des différents acteurs, de leur propension à payer et de l’acceptabilité sociale des solu- tions mises en place. Les technologies nu- mériques seront vraisemblablement celles qui atteindront les premières la maturité suffisante pour pénétrer le secteur élec- trique, en introduisant de nouvelles façons de réguler les besoins et la production à un niveau fin. Etienne Beeker est ancien élève de l’Ecole polytechnique (X72) et titulaire d’un DEA en systèmes d’information de Paris 6. Après une dizaine d’années passées dans la R&D dans les systèmes d’information au sein d’organismes de recherche publics et privés, il a rejoint EDF R&D en 1990 puis a occupé plusieurs postes de responsabilité et d’expertise dans l’entreprise. Il a ensuite colla- boré avec l’ADEME de 2007 à 2009 et après cette date avec France Stratégie (anciennement Commissariat général au Plan) comme chargé de mission. Depuis 2016 il est conseiller scien- tifique dans cet organisme tout en assurant une activité de consultant et de formation. Ses domaines d’expertise recouvrent les aspects liés à la prospective énergétique, en particulier l’économie et la politique des systèmes électriques. REE N°3/2017 ◗ 41 L'ARTICLE INVITÉ Deux options diamétralement opposées bornent le futur : un réseau qui demeure centralisé, qui correspond à la situation actuelle du système électrique français et a le mérite de limiter les risques en matière de sécurité d’appro- visionnement, ou un réseau totalement décentralisé, une option qui semble actuellement hors de portée en raison de l’absence de solutions pour le stockage intersaisonnier. Un modèle intermédiaire pourrait donc s’imposer en France dans la prochaine décennie qui serait certes plus confortable, mais qui pourrait se révéler plus coûteux socialement. Il offre l’avantage de mieux répondre à la demande sociale tout en continuant d’assurer la sécurité d’approvisionnement. En re- vanche, il présente l’inconvénient de doublonner le réseau traditionnel et les boucles locales, donc de nécessiter des investissements très lourds dont les utilisateurs ne sont peut- être pas prêts à payer le prix, par ailleurs très difficile à éva- luer, tant les technologies en jeu évoluent vite. Dans ce paysage en pleine évolution, la certitude est que le futur est encore très ouvert. Le risque à éviter est de céder à l’impatience et de vouloir installer un modèle avec des idées préconçues, et de forcer la pénétration de technologies non matures ou sans avenir. Une consé- quence probable serait de voir le contribuable financer via des subventions ou des investissements publics l’équipe- ment d’une entité locale qui se transformerait en produc- teur d’électricité non compétitif, tout en faisant supporter les coûts du maintien de la sécurité d’approvisionnement au reste de la collectivité. ■