Version classiqueVersion mobile
OpenEdition Books

L’énergie dans le développement de la Nouvelle-Calédonie

 | 
Yves Le Bars
, 
Elsa Faugère
, 
Philippe Menanteau
, 
et al.

Les nouvelles technologies en matière de production et de stockage d’énergie

Aspects non technologiques

Texte intégral

LES PERFORMANCES ÉCONOMIQUES DES NOUVELLES TECHNOLOGIES

1L’objectif de cette partie est de situer les performances économiques des nouvelles technologies de l’énergie en rappelant les coûts (coûts d’investissement et coûts de production) des technologies de référence (state of the art) ainsi que les coûts atteints par les technologies installées dans les zones insulaires. Les données économiques s’appliquent pour l’essentiel à des technologies connues qui seraient mises en service industriel à brève échéance. Nous indiquons également les perspectives de baisse de coûts à moyen terme associées au progrès technique, mais compte tenu de leur caractère prospectif, ces données sont à considérer avec une certaine prudence. Pour les technologies encore immatures n’ayant pas fait l’objet de développements industriels, les performances futures sont plus incertaines encore et tout particulièrement les données de coût.

L’éolien terrestre et l’éolien en mer

Les couts internationaux

2Les parcs éoliens terrestres développés aujourd’hui en Europe se situent dans des gammes de puissance de l’ordre de 50 à 100 MW pour des éoliennes de puissance unitaire de 2 à 3 MW. Leur durée de vie estimée est d’environ 20 ans.

  • 1 Les coûts de raccordement peuvent varier selon la distance au réseau existant. La variabilité est (...)

3Selon la Direction générale de l’énergie et du climat (DGEC), le coût d’investissement pour un parc éolien est de 1 300 €/kW. Ce coût est composé pour 87  % de celui des machines, le reste correspondant au génie civil, au raccordement au réseau1 et aux études. Pour l’éolien en mer, la dispersion est plus importante en raison d’un retour d’expérience plus limité. Néanmoins, les coûts unitaires sont clairement plus élevés (2 600 €/kW) en raison des difficultés techniques spécifiques que posent l’installation des éoliennes et le raccordement au réseau en particulier.

4Les coûts de production varient selon la qualité de la ressource éolienne. La DGEC estime le coût de production pour un site on shore de bonne qualité (2 400 h) à 74 €/MWh et 120 €/MWh en off shore (3 000 h). La prise en compte des processus d’apprentissage suggère une poursuite de la baisse des coûts de production qui pourraient atteindre 62 €/MWh en 2020 sur un site on shore de bonne qualité et 98 €/MWh en off shore.

5Les zones insulaires présentent des caractéristiques spécifiques qui modifient sensiblement l’économie de l’énergie éolienne. Tout d’abord, les contraintes de transport imposent d’utiliser des éoliennes de taille inférieure au standard technologique actuel. Ensuite, le risque de cyclone a conduit à développer des technologies spécifiques (essentiellement des structures rabattables) à priori de plus petite taille. Enfin, l’étroitesse du marché potentiel que représentent ces régions n’a pas suscité une grande diversité de l’offre comparable à ce que l’on observe en Europe, avec pour conséquence une moindre incitation à la baisse des prix par la pression concurrentielle. Pour des systèmes éoliens installés dans les DOM avec des machines rabattables de taille inférieure (1 MW), la DGEC indique ainsi un coût de référence de 2 000 €/kW avec des coûts de production de l’ordre de 140-150 €/MWh (ibid).

6De plus, selon nos informations, le coût global actuel d’un projet éolien en Nouvelle-Calédonie serait plus élevé que le coût moyen considéré par la DGEC, en raison notamment de l’éloignement : il représenterait de 2 300 2 500 €/kW en intégrant les surcoûts de transport maritime et terrestre, les coûts d’installation, de raccordement au réseau, etc. Pour un facteur de charge estimé à 1 400-1 600 h de fonctionnement à pleine puissance, nous estimons que les coûts de production seraient voisins de 200 €/MWh pour une durée d’amortissement de 20 ans.

7Mais, en réalité, le coût de production est inférieur grâce aux dispositifs de défiscalisation existants qui ramènent le coût d’investissement autour de 1 200 €/kW. Sur cette nouvelle base, le coût actualisé de production du kWh éolien en Nouvelle-Calédonie tombe à 116 €/MWh.

8On notera que les indications de coûts ci-dessus ne tiennent pas compte des contraintes spécifiques que pose l’intégration des sources d’énergie intermittentes dans les réseaux électriques. Lorsque le taux de pénétration reste de l’ordre de quelques pour cent, ces coûts sont négligeables, mais ils peuvent devenir significatifs lorsqu’il dépasse 10-15  %. La nécessité de disposer de capacités de réserve supplémentaires (ou de moyens de stockage) pour assurer la sécurité et la qualité de l’alimentation induit alors des coûts supplémentaires qui renchérissent les coûts de production, de l’éolien notamment.

L’électricité photovoltaïque (PV)

Les coûts internationaux

9En Europe, il y a aujourd’hui deux types d’installations photovoltaïques de référence, les installations de petite taille, intégrées en toiture dans une maison individuelle, et les installations de plus grande taille, posées en terrasse sur des entrepôts ou posées au sol. En l’absence de contraintes foncières, il peut être intéressant d’envisager la réalisation de ces dernières qui permettent de bénéficier d’économies d’échelle et donc d’en limiter les coûts.

Figure 6. Coûts de production de l’électricité photovoltaïque en fonction de l’ensoleillement (en 2050)
Source : AIE, 2008.

10Selon la DGEC, les coûts d’investissement sont de 5 900 €/kWc pour une installation individuelle (3 kWc) et de 4 000 €/kWc pour une installation de 300 kWc (mise en service en 2012). Pour un niveau d’ensoleillement de 1 400 kWh/kW/an qui correspond à celui de la Nouvelle-Calédonie, les coûts de production s’étagent entre 400 €/MWh pour la centrale de 300 kW et 570 €/MWh pour une installation individuelle.

  • 2 Le taux de change utilisé pour passer de $ 2005 aux € 2008 est 0,86.

11Comme pour l’éolien, mais de façon plus marquée, les perspectives de baisse de coût sont importantes. En 2020, les coûts devraient ainsi se situer entre 3 000 et 4 000 €/kW. L’AIE estime même que la baisse de coût devrait se poursuivre au-delà et atteindre 1 600-2 000 €/kW en 2030. Les coûts de production seraient réduits en proportion et pourraient atteindre 60 -80 €/MWh2 en 2050.

Les coûts en zone insulaire

12Pour les zones insulaires en général et la Nouvelle-Calédonie en particulier, il faut considérer deux types d’installations de natures très différentes dont les coûts unitaires ne sont pas comparables : les systèmes raccordés au réseau, dont la puissance peut varier de quelques kW à plusieurs centaines de kW, et les systèmes individuels autonomes d’une puissance de quelques centaines de watts destinés, en général, à alimenter une famille en électricité.

13Pour les systèmes raccordés au réseau, les informations recueillies sur le terrain donnent pour la Nouvelle-Calédonie des ordres de grandeur de coûts très comparables à ceux qu’indique la DGEC : 5 800 €/kWc pour une installation de grande taille. Il n’y aurait donc pas ce décalage important constaté pour l’éolien entre les prix de la métropole et les prix pratiqués en Nouvelle-Calédonie. Selon cette hypothèse, les coûts de production seraient donc situés dans une fourchette allant de 300 à 400 €/MWh.

14Les modules PV sont également utilisés pour l’électrification de populations non raccordées au réseau avec des systèmes de petite taille, et intégrant des moyens de stockage, dont les coûts sont variables suivant les pays concernés (de 8 000 à 30 000 €/kW selon l’AIE), mais systématiquement supérieurs à ceux des systèmes raccordés au réseau, non équipés de dispositifs de stockage et de taille plus importante. Malgré cela, ils peuvent présenter un intérêt économique lorsqu’il n’existe pas de possibilités satisfaisantes (kérosène pour l’éclairage, par exemple), ou lorsque celles-ci présentent des coûts élevés ou rencontrent des difficultés d’approvisionnement (groupe électrogène).

Les autres moyens de production d’électricité distribuée

15Les microcentrales hydrauliques diffèrent des moyens de production d’électricité décentralisée évoqués précédemment car elles dépendent dans une très large mesure du site à équiper (haute/basse chute, débit important ou faible, accessibilité, etc.). En conséquence les coûts d’investissement varient dans une forte proportion d’un projet à un autre et la notion de coût moyen a ici moins de sens que pour les autres technologies. À titre d’illustration, les coûts d’investissement retenus par la DGEC pour les centrales de basse-chute varient de 1 800 à 2 500 €/kW et de 1 700 à 2 200 pour les centrales de haute-chute (DGEC, 2007). Avec des coûts d’exploitation de l’ordre de 2 à 3  % de l’investissement, les coûts complets de production se situent entre 62 et 121 €/MWh. Cette fourchette de coûts correspond à peu près à celle que retient la Commission européenne pour la période actuelle (60-185 €/MWh). S’agissant d’une technologie mature, les perspectives d’évolution des coûts sont limitées ; la DGEC n’envisage pas de baisse de coûts et la Commission européenne une baisse limitée qui conduit à une fourchette de 50 -145 €/MWh en 2030.

16Trois autres technologies de production d’électricité méritent d’être examinées dans le contexte de la Nouvelle-Calédonie (toutefois, ces technologies en sont encore, à des degrés divers, au stade de la recherche et développement ou de la démonstration. Les valeurs qui suivent sont donc à considérer avec toute la prudence nécessaire).

  • Pour la géothermie comme pour la micro-hydraulique, les coûts d’investissement sont étroitement liés au site et à la qualité de la ressource. L’AIE situe les coûts entre 1 000 €/kW pour des installations de grande taille sur des sites de très bonne qualité et 4 700 €/kW pour des installations de petite taille. Dans ces conditions (ressources en eau à haute température accessible), les coûts de production peuvent se situer entre 40 et 70 €/MWh, selon l’AIE, et entre 70 à 100 €/MWh, selon la DGEC.
  • Pour l’énergie marine (on parle ici des courants marins et de l’action de la houle), les premières réalisations industrielles devraient voir le jour au cours des prochaines années. L’AIE situe les coûts de production entre 130 et 260 €/MWh, la partie inférieure de la fourchette correspondant plutôt aux dispositifs exploitant l’énergie des courants marins et la partie supérieure à l’énergie des vagues. Les perspectives de baisse de coûts sont importantes (ils seraient divisés par deux ou trois à l’horizon 2040-2050), mais encore fortement incertaines. Les ordres de grandeur avancés dans l’étude de la DGEC sont, eux, plus favorables avec des coûts de production de 60 à 80 €/MWh en 2015.
  • Les centrales solaires à concentration nécessitent un rayonnement solaire important (2 000 kWh/m2 au minimum) et essentiellement direct – une condition que remplit la Nouvelle-Calédonie. Plusieurs nouveaux projets ou réalisations sont apparus en Europe ou aux États-Unis ces dernières années indiquant un regain d’intérêt pour cette technologie. Les coûts actuels pour des centrales à construire (faibles effets de série) sont estimés par l’AIE entre 3 400 et 7 700 €/kW suivant la qualité de la ressource, l’importance du stockage désiré, etc., pour des coûts de production de l’ordre de 110 à 190 €/MWh. Mais les progrès techniques attendus sont importants et les coûts futurs pourraient se situer entre 40 et 50 €/MWh, voire entre 30 et 50 pour les centrales à tour.

17À titre de synthèse, nous avons extrait d’une publication de la Commission européenne (Commission européenne, 2008, Energy Sources, Production Costs and Performance of Technologies for Power Generation, Heating and Transport, COM 2008 744) les données de coûts et de performances pour les principales technologies de production d’électricité (tableau 4). Ces valeurs ne recoupent pas toujours celles figurant dans le texte, mais constituent une base cohérente reposant sur une hypothèse d’évolution modérée des prix des énergies fossiles.

Les capteurs solaires pour la production d’eau chaude sanitaire

18L’énergie solaire à basse température pour la production d’eau chaude sanitaire est une technologie mature largement répandue dans certains pays (par exemple, Israël, Chypre ou la Grèce). Les coûts des systèmes installés sont toutefois extrêmement variables d’un pays à l’autre selon le climat et les surfaces installées : ils sont plus bas dans les pays fortement ensoleillés qui permettent l’utilisation de technologies moins sophistiquées et dans les pays en développement ou émergents en raison du fait de coûts d’installation plus faibles. Les coûts les plus bas sont observés en Chine, en Inde, en Turquie ou en Israël avec 200 à 300 €/m2, contre 600 à 900 €/m2 en moyenne en Europe.

Tableau 4 – Coûts présents et futurs des principales technologies de production d’électricité

Tableau 4 – Coûts présents et futurs des principales technologies de production d’électricité

Source : CE, 2008.

19En Nouvelle-Calédonie, les coûts pour un chauffe-eau solaire de 300 litres (soit 4 m2 de capteurs) sont en moyenne de l’ordre de 800 €/m2 auxquels il convient d’ajouter ceux de l’installation, soit un coût global de l’ordre de 900€/m2 supérieur à ceux observés dans les DOM. Mais, malgré des coûts relativement élevés, la rentabilité économique des systèmes de production d’eau chaude solaire est bonne par rapport aux dispositifs classiques en raison des prix élevés du kWh électrique et gaz. Il n’existe que deux entreprises produisant des capteurs solaires en Nouvelle-Calédonie dont l’une détient 85  % de parts de marché. Quant au montant des taxes sur les chauffe-eau solaires importés de plus de 250 litres, il est de 62  %.

20Une analyse plus approfondie serait sans doute nécessaire pour mieux appréhender le marché des capteurs solaires en Nouvelle-Calédonie, mais on ne peut s’empêcher de faire le rapprochement avec la situation de la Tunisie qui, dans les années 1990, avait souhaité soutenir le développement d’une société nationale de production de capteurs en taxant les importations de matériels concurrents. Finalement, la société nationale a fait faillite en raison des performances insuffisantes des matériels commercialisés et de prix trop élevés. Cet exemple souligne la difficulté de protéger durablement une filière industrielle émergente comme celle-ci en établissant des frontières étanches avec la dynamique technologique internationale.

La production d’électricité à partir de biomasse et de biocarburants

21Pour la production d’électricité ex-biomasse, les technologies éprouvées présentent aujourd’hui les coûts les plus faibles (1 700-2 600 €/kW pour la combustion directe ; surcoût de 100-1 000 €/kW pour la co-combustion biomasse/charbon), mais également les rendements les moins élevés (entre 20 et 40  %). Avec les technologies de gazéification associées à des cycles combinés (BIGCC), on pourrait atteindre des rendements de 50  % et plus, mais les coûts sont très élevés (3 700-5 300 €/kW) en raison de technologies encore peu matures.

22Les perspectives offertes par la technologie de gazéification sont cependant très intéressantes à moyen terme, à la fois en termes de progression des rendements et de baisse des coûts. L’AIE prévoit que les coûts pourraient à l’avenir descendre à 1 100-2 100 €/kW en raison notamment de l’augmentation des capacités de production. Dans un horizon peut-être plus proche, des perspectives intéressantes sont également à attendre des lits fluidisés qui constituent une autre technique de gazéification.

23À la différence des autres technologies utilisant des sources d’énergie renouvelable, les technologies utilisant la biomasse ont une structure de coût dans laquelle les coûts variables sont importants : ce sont ceux de la production, de la collecte, du transport et de la transformation éventuelle de la ressource. Selon l’AIE toujours, les coûts de production actuels du kWh électrique à partir de la biomasse se situent entre 50 et 160 €/MWh, mais ces chiffres doivent être maniés avec prudence car le coût de la ressource utilisée n’est pas précisé. Ils sont toutefois susceptibles de diminuer sensiblement avec la croissance des capacités unitaires des unités de production.

24En ce qui concerne les biocarburants, il est plus difficile encore d’indiquer des coûts de référence en raison des problèmes méthodologiques qu’ils soulèvent. Plus encore que pour la production de chaleur ou d’électricité, dans le cas des biocarburants issus de matières premières agricoles, il est en effet nécessaire de conduire des analyses sur cycle de vie incluant la préparation des sols, l’utilisation d’engrais et pesticides, la mécanisation de la récolte, le transport, etc. Par ailleurs, les coproduits (tourteaux de soja, par exemple) peuvent aussi avoir une valeur marchande importante et donc modifier le coût de production du biocarburant.

25La plupart des études convergent néanmoins sur le fait que la production de biocarburant dans les conditions technologiques actuelles n’est pas rentable, même en tenant compte de prix élevés du pétrole car ceux-ci ont des répercussions immédiates sur les coûts de production des matières premières agricoles. L’éthanol, produit à partir de canne à sucre au Brésil, constitue une exception notable, mais la possibilité de répliquer les conditions de production brésiliennes dans d’autres pays est incertaine.

26Le développement des biocarburants de deuxième génération permettrait cependant de résoudre une partie des problèmes soulevés par la première génération en s’appuyant sur des ressources non agricoles : résidus, déchets, bois. Le bilan économique et énergétique en serait sensiblement amélioré.

Les impacts économiques et environnementaux des filières renouvelables

Création d’emplois et retombées économiques

27La création de nouveaux emplois est un avantage souvent associé au développement des filières d’énergie renouvelables qu’il est relativement difficile d’établir de façon précise et incontestable. La comptabilisation des emplois directs mais aussi indirects (dans la sidérurgie pour les éoliennes, par exemple), le décompte des emplois substitués dans les filières traditionnelles, la prise en compte des aides aux filières renouvelables et leur possible utilisation pour soutenir la création d’autres emplois figurent parmi les difficultés méthodologiques classiquement rencontrées. On peut néanmoins citer quelques ordres de grandeur pour l’Union européenne pour des filières en développement rapide comme l’éolien ou le PV photovoltaïque.

28Le secteur de l’éolien emploie directement en Europe quelque 20 000 personnes, pour l’essentiel dans des PME, dont une partie (6 personnes/MW) pour la construction et l’installation des équipements et une autre partie pour en assurer le fonctionnement et la maintenance (0,05-0,2 pers/MW). Pour chaque emploi direct, il existe au moins un emploi indirect dans des secteurs connexes comme les bureaux d’études, la recherche, la finance, le marketing, etc.

29En ce qui concerne le photovoltaïque (PV), l’ouverture de nouvelles usines de production entraîne la création de 20 postes/MW de capacité, auxquels il faut ajouter 30 emplois par MW associés à la vente de gros ou de détail et à l’installation d’équipements. La seule maintenance des systèmes PV représente en moyenne un emploi par MW installé. Une partie (importante) de ces emplois ne touche que les pays dans lesquels se situent les usines de production, mais la création d’emplois ne concerne pas que les seuls producteurs de technologie. Ainsi, le syndicat des énergies renouvelables avait estimé que le développement des filières renouvelables entraînerait en France métropolitaine la création de 75 000 emplois entre 2004 et 2010, dont 22 000 dans les secteurs de l’éolien et du photovoltaïque : 90  % de ces créations d’emplois étaient attendues dans l’éolien alors que la France n’est pas productrice de technologie.

30Le développement de l’éolien et du PV en Nouvelle-Calédonie devrait de la même façon se traduire par des créations nettes d’emplois dans les secteurs situés en aval de la production de technologie. Ainsi, l’audit de la filière éolienne fait clairement apparaître que l’installation des fermes éoliennes a entraîné la création d’emplois permanents et, selon les informations rassemblées au cours de nos entretiens, la filière éolienne représente une cinquantaine d’emplois permanents en intégrant les chantiers et la maintenance des machines, soit de l’ordre de 0,5 pers/MW.

31Pour autant, ce sont surtout dans les filières de valorisation de la biomasse que sont à attendre les créations massives d’emplois, car elles sont fortement intensives en main-d’œuvre pour l’exploitation des forêts, la transformation, le conditionnement, le transport, etc.

32Enfin, parmi les retombées économiques des filières renouvelables, il faut insister sur leur intérêt pour le développement du territoire du fait de leur meilleure répartition spatiale et des retombées potentielles pour les collectivités et populations locales en termes d’emplois et de fiscalité.

Impacts environnementaux

33Les bénéfices environnementaux procurés par les énergies renouvelables viennent de ce qu’elles se substituent aux sources d’énergie fossiles qui sont, elles, émettrices de polluants et de gaz à effet de serre. Dans le cas de la Nouvelle-Calédonie, la production d’électricité d’origine renouvelable viendrait se substituer aux centrales à charbon (Prony et suivantes) et les émissions évitées dépendraient de la qualité du charbon utilisé, du rendement de la centrale et des dispositifs anti-pollution installés.

34Lorsque la production éolienne vient en substitution de la production thermique, le régime de fonctionnement des moyens classiques de production peut être modifié (ralentissement ou arrêt complet) et tout ou partie des émissions de CO2 sont alors évitées. Si la production éolienne vient en complément de la production thermique et s’il n’y a pas de dispositifs de stockage spécifiques, la puissance des moyens de production thermiques programmables doit être modulée en complément de la production intermittente et le gain sur les émissions de CO2 est alors moindre.

35En ce qui concerne les capteurs thermiques basse-température, l’étude réalisée sur la Nouvelle-Calédonie montre que les gains en termes d’émissions de CO2 peuvent être très importants si la production d’énergie solaire se substitue à des chauffe-eau électriques, compte tenu de la structure de production du parc électrique. Le gain est moins important, mais reste toutefois significatif, lorsque les capteurs solaires remplacent des chauffe-eau à gaz.

36Le développement de l’hydraulique suscite souvent des mouvements d’opposition en raison de son impact sur les populations locales et sur l’environnement. S’agissant d’installations de petite puissance, l’impact est bien évidemment moindre et concerne surtout la question du débit réservé et de l’impact sur les poissons. Des solutions techniques existent aujourd’hui qui permettent de limiter ces impacts mais la question ne doit pas être négligée pour autant. Les études d’impact et procédures de dialogue avec les riverains sont ici particulièrement importantes.

Production intermittente

37Pour préserver la qualité et la sécurité d’approvisionnement lorsque la proportion de sources intermittentes augmente, il faut pouvoir disposer de moyens de production permettant d’assurer l'équilibre instantané entre offre et demande. Des capacités thermiques additionnelles peuvent ainsi être nécessaires, à mesure que le taux de pénétration des sources intermittentes augmente, pour pallier les risques de défaillance en période de pointe ou disposer de réserves tournantes supplémentaires.

38L’insertion d’une production intermittente en proportion croissante dans les systèmes électriques entraîne donc des conséquences économiques qui ne sont généralement pas prises en compte par les producteurs renouvelables et constituent des externalités (difficiles à chiffrer, car elles dépendent de nombreux facteurs). Notons qu’il existe aussi des options moins conventionnelles qui peuvent faciliter cette insertion : les modèles météorologiques permettant de mieux anticiper les injections (éolien, solaire), les options de mutualisation visant à bénéficier du foisonnement de la production, les dispositifs de stockage de grande taille parmi lesquelles les systèmes de pompage-turbinage et la production thermique renouvelable (biomasse).

CONCLUSIONS

39Les coûts de production d’électricité à partir de sources renouvelables restent supérieurs aux coûts de production des moyens thermiques classiques, mais tendent à s’en rapprocher. En effet, les coûts de production de l’électricité d’origine fossile sont très fortement corrélés aux coûts des combustibles alors que ceux exploitant les ressources renouvelables (hors combustibles issus de la biomasse) sont exclusivement liés aux dépenses d’investissement et de maintenance, car la ressource est gratuite.

40Les perspectives de baisse des coûts des technologies d’énergie renouvelable, liées au progrès technique, la croissance prévisible des prix des combustibles fossiles à moyen ou long terme et l’introduction d’une valeur carbone vont contribuer à améliorer la compétitivité économique de ces moyens de production comparée à celle des moyens classiques à flamme.

41L’hydraulique et l’éolien terrestres sont les technologies actuellement les plus proches de la rentabilité économique. Le solaire thermodynamique et, plus encore, le photovoltaïque en sont encore éloignés mais la dynamique de baisse de coût est rapide. L’incertitude est plus grande pour d’autres technologies émergentes comme la géothermie ou les énergies des océans qui sont encore très peu industrialisées.

42Cette analyse reste pertinente pour la Nouvelle-Calédonie, même si les coûts d’investissement y sont plus élevés (sauf apparemment pour le photovoltaïque) en raison de l’éloignement, de technologies spécifiques et de conditions de marché peu favorables à la concurrence. Mais les coûts des moyens de production concurrents (thermique à flamme) sont également plus élevés : leurs coûts d’investissement sont aussi plus importants (quoique dans une moindre mesure) du fait de faibles économies d’échelle, les coûts des combustibles sont plus élevés en raison des coûts de transport et les rendements sont plus faibles que sur des centrales classiques de plus grande taille.

43Ces deux effets se compensent et, finalement, les surcoûts de la production renouvelable ne devraient pas être plus importants qu’en Europe, surtout si les dispositifs de défiscalisation profitent prioritairement aux ressources énergétiques locales qui limiteront la dépendance énergétique de la Nouvelle-Calédonie, et à la production sans émissions de gaz à effet de serre.

FAISABILITÉ POUR LES FILIÈRES ENVISAGÉES, COMPTE TENU DES CONTRAINTES LIÉES À L’OCCUPATION DU TERRITOIRE

Les spécificités de la production de biomasse

44En l’absence de régulations particulières, ce sont les conditions de marché et les avantages comparatifs sur le plan économique qui déterminent le plus fortement les décisions sur l’utilisation des terres. Cependant, des politiques spécifiques peuvent aussi les modifier, qui dépendent du contexte international, mais aussi de l’importance que l’on accorde à la souveraineté alimentaire, à la réduction de la vulnérabilité énergétique, à l’environnement local ou à la réduction des émissions de gaz à effet de serre.

45On distingue plusieurs catégories de biomasses suivant leur origine :

  • des déchets déjà mobilisés (déchets urbains) ;
  • des coproduits de filières (bois, canne à sucre, céréales, élevage) qui pourraient être mieux valorisés ;
  • des ressources naturelles déjà existantes, non encore valorisées, mais dont la récolte devrait pouvoir être mécanisée au moins partiellement (Leuçaena leucocephala – des arbres fixateurs d’azote poussant le long des routes ou sur des terres pauvres –, cocotiers poussant le long de la côte…) ;
  • des productions dédiées (plantes ligno-cellulosiques, céréales et nouvelles plantes herbacées comme le miscanthus, plantes sucrières comme la canne à sucre, plantes oléagineuses comme le tournesol et les plantations nouvelles de cocotiers, plantes amylacées).
  • 3 Les constructeurs de petits moteurs ne donnent actuellement pas de garanties pour les moteurs à hu (...)

46Les productions de bioénergies issues des deux premières catégories ne posent pas de problèmes particuliers du point de vue de l’aménagement du territoire. Mais il faut que leurs productions soient suffisantes pour les utilisations et conversions envisagées : la production de chaleur des usines sidérurgiques, la production d’électricité dans des centrales de plus de 3 MW, celle de biogaz à partir des lisiers de porcs et la production d’électricité à base d’huiles végétales brutes3.

47Pour les trois premières catégories, il faudrait évaluer concrètement les ressources réellement mobilisables et surtout les acteurs susceptibles de mettre en œuvre les filières correspondantes suivant les besoins. De nombreuses sociétés de gestion de déchets ont une longue expérience dans ce domaine et seraient parfaitement bien placées pour étudier la faisabilité technique et économique de telles filières.

48Les usines de nickel qui utilisent actuellement du charbon fortement émetteur de GES sont des consommateurs potentiels de chaleur. En cas de montée suffisante du prix de la tonne de CO2 sur les marchés de carbone, la recherche éventuelle de solutions pour produire également des biomasses lignocellulosiques sur des terres actuellement non forestières pourrait se justifier.

Les productions de bioénergies sur les terres agricoles cultivées

49Concernant la couverture des besoins alimentaires de la Nouvelle-Calédonie par les productions locales et les importations, on note l’importance de la dépendance en produits importés dans le domaine laitier, en céréales, en production de viande et en fruits.

50Sur le plan économique, c’est donc seulement si la rentabilité des productions énergétiques était supérieure à celles des productions agricoles que des changements d’utilisation des terres pourraient s’effectuer. En effet, rien ne se produira si les agriculteurs n’y trouvent pas leur compte.

51La production d’huile de Jatropha par hectare est en général médiocre sur les terres pauvres. Elle pourrait devenir satisfaisante sur des terres agricoles bien fertilisées, non hydromorphes et irriguées. Mais les tourteaux de Jatropha ne sont actuellement pas consommables par les animaux, ce qui en limite considérablement l’intérêt économique et, de plus, en Nouvelle-Calédonie comme en Australie, le Jatropha serait considéré comme une espèce invasive…

52Il existe aussi une certaine superficie de terres non forestières, du type agricole, avec des jachères très longues, dont la production pourrait être techniquement intensifiée en vue de produire de la biomasse pour l’énergie. Il faudrait alors en étudier sa rentabilité par rapport à d’autres productions, ses effets sur la balance commerciale et l’existence de débouchés potentiels.

53Malgré tout, il ne semble pas qu’on puisse envisager de développer d’importantes productions de biocarburants sur les terres agricoles de Nouvelle-Calédonie. Ce qui mérite d’avoir une vision claire d’utilisation des terres de la Nouvelle-Calédonie.

Les productions de bioénergies sur les terres forestières

54La Nouvelle-Calédonie importe actuellement entre 50 et 80  % du bois qui y est utilisé. La récolte de bois d’œuvre se heurte tout d’abord aux conditions de relief particulièrement accidenté. De plus, une partie seulement des plantations de pins réalisées depuis les années 1960 pourra être exploitée, l’autre partie étant économiquement non rentable. Or, le bois d’œuvre a une plus haute valeur par tonne de bois récoltée que le bois énergie destiné à la production de chaleur : son exploitation est donc plus avantageuse.

55Des études (Enercal et CTFT) ont été réalisées sur la possibilité d’effectuer des plantations sur des terres moins pentues à Lifou, mais la récolte paraissait difficilement mécanisable à cause des affleurements de roches.

56À ces difficultés s’ajoutent les risques très élevés d’incendie, ce qui constitue un autre facteur dissuasif pour des investisseurs privés, de même que la nécessité de s’équiper de matériel spécifique. Pour toutes ces raisons, le développement de la production locale de biomasses issues d’arbres ne pourra se faire qu’avec la mise en place de filières prenant en compte tous ces aspects. Mais le potentiel technique est suffisamment élevé pour qu’un effort soit fourni en ce sens.

Les spécificités d’autres filières énergétiques

57Parmi les technologies prometteuses pour la production d’électricité en Nouvelle-Calédonie, nous avons identifié la production thermodynamique solaire à concentration et le stockage par STEP (stations de transfert d’énergie par pompage), technologies qui requièrent une certaine occupation des sols. La petite méthanisation est également à considérer, mais il faut lancer des opérations pilotes pour déterminer dans quelles conditions ces petites unités sont socialement acceptables.

58On peut estimer qu’une usine de production d'énergie solaire thermodynamique à concentration nécessite environ 1 ha/MW ou encore 0,4 ha/GWh annuel variable selon les conditions d'ensoleillement et les capacités de stockage (thermique) mises en œuvre. Une centrale de 50 MW aurait ainsi besoin de 50 ha pour une productivité annuelle d'environ 120 GWh.

59Quant aux STEP qui pourraient jouer un rôle très important pour accepter une proportion beaucoup plus forte de production photovoltaïque et éolienne, elles nécessitent des bassins pour accumuler l'eau. Si l’on considère la possibilité en bord de mer d'exploiter l'eau de mer, un seul bassin supérieur pourrait suffire. La quantité d'eau stockée (et indirectement la superficie occupée) est directement liée à l'énergie stockée. Typiquement pour un dénivelé de 100 m, et une capacité de stockage de 1 GWh (50 MW x 20 h), il faudrait environ 4 millions de m3, soit par exemple une superficie de 40 ha avec une profondeur de 10 m.

60Ces ordres de grandeur permettent de constater que les superficies requises par de tels systèmes ne posent pas de problèmes majeurs en termes de foncier.

L’INFLUENCE DU CONTEXTE RÉGLEMENTAIRE SUR LE DÉVELOPPEMENT DES ÉNERGIES RENOUVELABLES

61Avant de devenir compétitives et de pouvoir se diffuser largement sur le marché, les nouvelles technologies doivent suivre un processus de développement qui comprend plusieurs étapes : celles de la R&D, de la démonstration (première réalisation en vraie grandeur), de l’émergence (faisabilité technique démontrée) et enfin celle de la commercialisation (la technologie est compétitive sur des marchés de niches ou plus largement).

62Dans le cas des nouvelles technologies de l’énergie, de nombreuses barrières, techniques et non techniques, contribuent à ralentir ce processus de diffusion, en raison notamment des interventions des pouvoirs publics. Ceux-ci disposent de différents moyens pour soutenir la diffusion des nouvelles technologies d’énergie et leur intervention est en particulier décisive pour protéger une technologie émergente d’une concurrence frontale avec les technologies établies et lui permettre d’améliorer ses performances grâce à un processus cumulatif d’apprentissage.

63Pour mémoire, rappelons que d’autres moyens, indirects ceux-là, peuvent également contribuer à favoriser le développement des sources d’énergie renouvelable : ce sont les taxes sur les énergies fossiles ou encore l’introduction d’une valeur carbone (taxe ou quotas d’émission) qui, en accroissant leur coût, améliorent la compétitivité économique et donc la diffusion des énergies renouvelables.

64Mais ces actions, certes positives, ne peuvent suffire. C’est la raison pour laquelle l’Union européenne a introduit dans son paquet « énergie-climat » des objectifs de réduction des émissions de gaz à effet de serre et de développement des énergies renouvelables.

Les dispositifs de soutien à la production d’électricité d’origine renouvelable

Les soutiens à l’investissement

65Ils correspondent à des subventions allouées à l’investisseur sous forme de don ou de prêt à taux bonifié, d’exemption de charges ou de crédits d’impôts qui visent à réduire le coût d’achat ou d’installation de la technologie.

66Les dispositifs de soutien au développement de l’éolien au début des années 1980 se sont principalement appuyés sur ce type d’instrument, aux États-Unis notamment. On considère aujourd’hui qu’ils sont peu appropriés lorsqu’ils sont utilisés seuls car ils n’incitent pas à rechercher une meilleure productivité, mais favorisent surtout l’installation de capacités de production

67Le crédit d’impôt est aujourd’hui largement utilisé en France pour inciter les particuliers à s’équiper de chauffe-eau solaires, chaudières à bois ou systèmes PV et à réaliser des investissements d’économie d’énergie. Pour ces cas spécifiques, le soutien à l’investissement est efficace parce que les technologies qu’il promeut sont coûteuses mais rentables (biomasse, eau chaude sanitaire – ECS solaire –, isolation) ou parce qu’elles bénéficient d’incitations complémentaires (le tarif d’achat pour le PV).

Les soutiens à la production

68L’AIE considère que les soutiens à la production qui valorisent les kiloWattheures produits et non les seules capacités de production sont plus efficaces que le soutien à l’investissement.

69■ Le principe des prix d’achat garantis consiste à imposer aux distributeurs le rachat de l’électricité produite par les producteurs d’électricité renouvelable situés sur leur zone de desserte, à un tarif déterminé imposé par les pouvoirs publics et garanti sur une certaine durée (en général de l’ordre de 15 ans). Le tarif est fixé à un prix généralement supérieur à celui du marché de gros de l’électricité et à un niveau qui autorise une certaine marge de rentabilité pour les investisseurs. Avantage du dispositif, il peut être modulé en fonction de la maturité de la technologie : on peut ainsi instaurer un tarif d’achat proche du prix de marché pour une technologie mature, tout en proposant un tarif plus élevé pour une technologie émergente encore peu développée.

Tableau 5 – Les tarifs d’achat garantis pour la production distribuée en France

Tableau 5 – Les tarifs d’achat garantis pour la production distribuée en France

Source : www.industrie.gouv.fr, 2009

70L’Allemagne, le Danemark, l’Espagne ou la France, plus récemment, ont par exemple choisi de soutenir le développement de la filière éolienne par des systèmes de prix garantis avec des résultats très favorables, tant sur le plan des capacités installées que sur le plan industriel.

71■ Les enchères concurrentielles mettent en concurrence les producteurs spécialisés pour la production d’une quantité donnée d’électricité renouvelable ou, plus souvent, d’une capacité donnée de production à installer. Ils diffèrent des systèmes de prix garantis parce qu’ils s’appuient sur des quantités et non sur des prix et surtout parce qu’ils introduisent de la concurrence entre les opérateurs.

72Les enchères concurrentielles qui ont été utilisées en Angleterre et en France (programme Éole 2005) ne subsistent plus aujourd’hui que comme instrument complémentaire ciblant une filière ou une technologie spécifique, comme l’éolien off shore ou la production d’électricité à partir de biomasse.

73■ Les quotas échangeables ou certificats verts : dans un dispositif de certificats verts, la puissance publique impose des objectifs (quotas) de production d’électricité renouvelable aux entreprises électriques. Les certificats sont utilisés pour vérifier que les objectifs ont bien été atteints et constituent par ailleurs un système de flexibilité qui permet aux distributeurs d’atteindre leurs objectifs à moindre coût.

74Les producteurs d’électricité renouvelable qui reçoivent des certificats verts correspondant à leur production vendent leur électricité au prix du marché et les certificats qu’ils détiennent aux distributeurs à un prix déterminé par l’offre et la demande. Pour réaliser leur quota, les distributeurs peuvent produire de l’électricité renouvelable, en acquérir ou acheter des certificats à des producteurs. Si le quota n’est pas atteint, des pénalités proportionnelles au nombre de certificats verts manquants peuvent s’appliquer. Le Royaume-Uni, l’Italie, la Belgique, la Pologne et la Suède ont adopté des dispositifs de certificats verts pour soutenir le développement des énergies renouvelables.

Les dispositifs de soutien en faveur des chauffe-eau solaires

Les subventions directes

75Elles sont destinées à réduire le prix d'achat des systèmes solaires et à améliorer le temps de retour sur investissement qui restent les principales contraintes à la diffusion de ces équipements. Elles offrent également la possibilité d'apporter un soutien différencié en fonction de critères de qualité portant sur les équipements eux-mêmes ou sur les installateurs. Enfin, elles attestent de l'intérêt que les autorités publiques portent à ces technologies, ce qui, avec l'annonce d'objectifs de développement ambitieux, peut contribuer à mobiliser les professionnels de la filière et conforter les acheteurs sur la fiabilité des équipements.

Les crédits d’impôts et incitations fiscales

76Les incitations fiscales se présentent sous différentes formes : réduction des taxes (TVA, par exemple) appliquées aux équipements, à l'installation ou, le cas échéant, à l'importation, crédits d'impôts, amortissement accéléré, etc. Dans les objectifs, elles sont tout à fait comparables aux subventions directes, mais présentent l'intérêt pour les finances publiques de se traduire par une absence de recette plutôt que par une dépense supplémentaire. En revanche, le crédit d'impôt ne diminue pas la barrière de l'investissement, comme le font les subventions directes, et ne permet donc pas de toucher les ménages à bas revenus.

Les prêts à taux bonifiés

77L'accès au crédit est un autre moyen d'abaisser la barrière de l'investissement, à condition de proposer des taux plus avantageux que les taux habituels des prêts à la consommation. Les dispositifs de crédits sont souvent mis en place en complément des subventions directes pour réduire le coût restant à la charge des investisseurs.

Les approches réglementaires

78Même lorsque le marché a atteint une certaine maturité, les systèmes d'ECS solaire ne sont pas utilisés dans l'ensemble des situations qui pourraient le justifier sur le plan économique. C’est pourquoi la réglementation qui impose le recours aux énergies renouvelables est une solution pour élargir la diffusion et profiter de rendements croissants d'adoption.

79La municipalité de Barcelone a adopté une réglementation de ce type en 1999 qui stipule que dans tous les bâtiments qui y sont soumis, 60  % des besoins de chaleur pour la production d'eau chaude doivent être fournis par l'énergie solaire. Résultat : la surface moyenne de capteurs installée chaque année est passée de 1 650 m2 avant l'ordonnance à 19 600 m2 en 2004 !

Quelle est l’efficacité des dispositifs existants ?

Les instruments de promotion de l’électricité renouvelable

80Des études récentes conduites notamment par la Commission européenne font apparaître un net avantage comparatif en faveur des dispositifs de prix garantis, notamment pour l’éolien et le photovoltaïque, et une majorité de pays européens les ont aujourd’hui adoptés.

81L’efficacité des dispositifs de prix garantis est due aux bonnes perspectives de rentabilité des investissements et à la faiblesse du risque encouru par les développeurs de projets ; avec les prix garantis, le risque de marché est nul du fait de l’obligation d’achat et la rentabilité des projets dépend essentiellement du niveau des prix garantis et de la capacité des investisseurs à maîtriser leurs coûts. Autre avantage essentiel, la possibilité de différencier les prix pour tenir compte de l’inégale maturité des technologies : il est ainsi très facile de racheter le kWh produit par l’éolien off shore à un prix plus élevé que le kWh on shore, pour que la rentabilité des deux investissements soit du même ordre et que l’incitation à investir dans les deux filières soit comparable. De même, il est possible de définir un tarif d’achat spécifique pour le photovoltaïque, très supérieur à celui de l’éolien sans pour autant créer une rente en faveur du premier.

82Avec les systèmes d’enchères, il est possible d’organiser des appels d’offres différents pour chaque filière technologique, mais les coûts administratifs sont beaucoup plus importants qu’avec des prix garantis. Par ailleurs, l’expérience de la Grande-Bretagne, notamment, a fait apparaître les limites du dispositif pour ce qui concerne le développement industriel (effet de stop and go) ainsi qu’un effet contreproductif de la forte pression à la baisse sur les prix.

83Avec les dispositifs de quotas échangeables, la différentiation devient tout simplement impossible puisqu’il n’existe qu’un seul prix de certificat et que seules les technologies les plus matures profitent du dispositif. Ce dispositif ne prend en réalité tout son sens que dans un espace économique élargi, par exemple à l’Union européenne. Les différences de coûts entre les états membres peuvent alors justifier la mise en place d’un système de flexibilité comme le permettent les certificats verts. Il reste toutefois extrêmement complexe à mettre en œuvre, à la fois sur le plan administratif et politique.

84En contrepartie, on a reproché aux prix garantis de ne pas être totalement compatibles avec la libéralisation du marché électrique (l’obligation d’achat pour les distributeurs), de ne pas susciter la concurrence entre les producteurs renouvelables et, en conséquence, de coûter trop cher aux contribuables. L’expérience allemande montre toutefois qu’un dispositif de prix garantis bien pensé peut limiter les rentes entre producteurs et stimuler le progrès technique malgré l’absence de concurrence directe.

85Au final, les systèmes de prix garantis présentent une efficacité reconnue pour stimuler le développement des nouvelles technologies de l’énergie et une efficacité économique tout à fait comparable, sinon supérieure, à celle des enchères ou quotas échangeables. Ils sont à recommander pour les filières émergentes, même si d’autres instruments peuvent intervenir de façon complémentaire (subventions à l’investissement, enchères concurrentielles).

Les instruments de soutien au développement de l’eau chaude sanitaire solaire

86Il peut être tentant de développer une filière locale de production de capteurs solaires et de la protéger, au moins provisoirement, de la concurrence extérieure en instaurant des taxes élevées sur les matériels importés. En Nouvelle-Calédonie, deux entreprises produisent ainsi des capteurs solaires sans être directement exposées à la concurrence internationale. Cette politique légitime de protection des emplois locaux peut être contre-productive pour le développement d’une filière technologique. La Tunisie avait ainsi, dans les années 1990, souhaité soutenir le développement d’une société nationale de production de capteurs en taxant les importations de matériels concurrents. Mais la société nationale a fait faillite en raison des performances insuffisantes des matériels commercialisés et de prix trop élevés. Cet exemple souligne la difficulté à protéger durablement une filière industrielle émergente comme celle-ci (sur laquelle le progrès technique est encore significatif) en établissant des frontières étanches avec la dynamique technologique internationale.

87Les subventions directes sont efficaces pour stimuler le développement de la production d'ECS solaire, mais elles ne suffisent pas seules à abaisser la barrière de financement. Pour les ménages à bas revenus notamment, la disponibilité de crédits à taux préférentiel est indispensable. Il est même possible de définir les remboursements des prêts en fonction des économies que le système d'ECS permet de réaliser pour ne pas limiter le pouvoir d’achat des familles les plus pauvres.

88Le programme Prosol mis en œuvre en Tunisie, par exemple, organise le financement à crédit des systèmes d'ECS solaire et le remboursement des mensualités d'emprunt par le biais des factures d'électricité. L'opération débutée en avril 2005 a permis l'installation de 7 200 systèmes d'ECS solaire, soit l'équivalent de 23 000 m2 sur une base annuelle (contre 14 000 m2/an les années précédentes).

89Les subventions présentent cependant plusieurs inconvénients, dont le principal est le coût pour les finances publiques lorsque les incitations portent sur un volume important et sur des durées longues. Elles peuvent aussi avoir des effets négatifs sur les marchés (impact négatif sur la demande et possibles répercussions sur les prix).

90La réglementation permet aussi d’élargir le marché des systèmes d’ECS solaire comme le montre l’exemple de Barcelone. Il faut toutefois veiller à imposer des niveaux de performance minimum (standards ou labels de qualité) pour éviter que l'obligation d'utiliser l'énergie solaire ne profite à des équipements à bas coûts mais inefficaces. En complément, la mise en place d'incitations économiques peut être nécessaire pour que les surcoûts initiaux qu'impose la réglementation (au moins au début) n'entraînent pas une augmentation du coût de la construction et une difficulté d'accès à la propriété des ménages les moins fortunés.

CONCLUSIONS ET POTENTIEL D’APPLICATION À LA NOUVELLE-CALÉDONIE

91Pour les filières de production d’électricité d’origine renouvelable et sur la base du retour d’expérience international en la matière, l’adoption d’un dispositif de prix garantis assorti d’une obligation d’achat par le distributeur nous semble être l’option à privilégier.

92Le dispositif devrait concerner en priorité les technologies matures, comme l’éolien, l’hydraulique et le photovoltaïque. Ce qui signifie qu’il est encore prématuré de l’envisager pour des technologies comme l’énergie des océans, la géothermie ou le solaire thermodynamique qui doivent s’appuyer sur des programmes plus classiques de R&D puis de démonstration. Pour l’éolien off shore et la production d’électricité à partir de biomasse (si on devait considérer cette option), des projets de démonstration peuvent être nécessaires avant de passer à la phase de diffusion plus large qu’autorisent les prix garantis.

93Sur quelle base définir les niveaux de prix garantis ?

94L’élaboration des tarifs d’achat des kWh d’origine renouvelable peut répondre à deux logiques.

  • Une logique de coûts évités qui conduit à proposer un prix correspondant au coût de production des moyens de production qui seront substitués par la production renouvelable, auquel il convient d’ajouter les externalités environnementales évitées par la production renouvelable. C’est la logique suivie par la Commission de régulation de l’énergie (CRE) dans son avis sur les tarifs d’achat de l’électricité éolienne en France.
  • Une logique de couverture des coûts de production du kWh d’origine renouvelable qui garantit une rentabilité minimum aux producteurs et incite donc au développement de nouvelles capacités de production ; l’élargissement de la diffusion induit des processus d’apprentissage qui favorisent la baisse des coûts et l’amélioration des performances, ce qui se traduit en retour par une accélération de la diffusion.

95La seconde approche conduit à des tarifs plus élevés que la première, mais elle se justifie pour des technologies émergentes qui bénéficient d’une dynamique de baisse de coûts favorable. Dans le cas de la Nouvelle-Calédonie, le tarif devra intégrer l’existence de la double défiscalisation et son impact sur les coûts d’investissement pour éviter de créer des rentes en faveur des producteurs.

96Un élément important des dispositifs de prix garantis, outre la différenciation entre filières, est la tarification dynamique qui se traduit par une diminution régulière des tarifs d’achat pour les nouveaux entrants et impose une réduction parallèle des coûts de production pour maintenir les marges. Négocié avec le constructeur d’éoliennes, un dispositif de ce type pourrait rendre visibles les baisses de coûts attendues sur la production éolienne en Nouvelle-Calédonie et, simultanément, la réduction des aides publiques sur ce secteur.

97Pour la production d’eau chaude sanitaire solaire, l’expérience internationale révèle que les subventions sous formes d’aides directes ont presque partout été nécessaires au décollage de la filière, mais qu’elles ne sont réellement efficaces que lorsque l’offre est suffisamment diversifiée (est-ce le cas en Nouvelle-Calédonie ?). Des dispositifs complémentaires aux aides directes sous forme de prêts bonifiés ou des systèmes de tiers investisseurs sont également efficaces dans certaines situations, notamment pour stimuler la diffusion auprès des ménages à bas revenus.

98Le cas de l’eau chaude sanitaire solaire illustre surtout l’intérêt de mesures complémentaires comme des subventions associées à des labels de qualité ou des aides directes complétées par un accès facilité au crédit. Outre ces modes d’action classiques, l'approche réglementaire pourrait être étudiée pour la Nouvelle-Calédonie. Elle suppose une forte volonté politique, mais présente l’intérêt d’une efficacité certaine. Compte tenu des temps de retour que présentent les installations d’ECS solaire en Nouvelle-Calédonie, l’instauration d’une contrainte réglementaire n’introduirait pas de surcoûts significatifs pour les ménages et présenterait des avantages importants, en termes d’environnement notamment. La mise en place d’une action de ce type nécessite toutefois d’agir à différents niveaux pour informer et sensibiliser la population, élargir l’offre disponible, améliorer la qualité, former les installateurs, modifier les règles d'urbanisme pour tenir compte de l'option solaire, et, plus largement, motiver et impliquer l'ensemble des acteurs de la filière.

Le cas des biocarburants

99Avant de s’interroger sur les instruments à mettre en oeuvre, la première question est de savoir si l’on veut favoriser leur seule utilisation ou bien si l’on veut également développer leur production. Dans le premier cas, l’objectif est clairement de lutter contre l’effet de serre ; dans le second cas, il peut s’agir de réduire la dépendance énergétique de la Nouvelle-Calédonie ou de favoriser le maintien de populations rurales en développant une activé agricole.

100Dans le cas de la Nouvelle-Calédonie, la manière la plus économique d’atteindre le premier objectif est sans doute d’imposer aux importateurs de produits pétroliers un contenu minimum de biocarburants dans les carburants qu’ils distribuent. Ils s’approvisionneront sur le marché international où les prix ont des niveaux bien inférieurs à ceux que pourrait atteindre une production locale ne bénéficiant pas des mêmes avantages comparatifs (main-d’oeuvre bon marché, vastes territoires exploitables à proximité des usines de traitement).

101En deçà d’une certaine teneur (10  % ou 30  % selon les cas), l’utilisation de ces mélanges ne demande pas de modification des moteurs. Il se peut que le prix de revient de ces mélanges soit pour quelque temps encore supérieur au prix du carburant pur, mais cet écart de prix (comme une taxe carbone) serait une incitation à réduire la consommation.

102Si l’objectif est seulement de subventionner le maintien de populations rurales tout en réduisant marginalement la dépendance énergétique de la Nouvelle-Calédonie, on peut imaginer de favoriser la production d’huiles végétales brutes qui, après filtrage poussé (1 µm à 5 µm) et neutralisation, peuvent être directement injectées dans un moteur diesel souvent peu sensible au carburant utilisé, mais pas dans les voitures diesel récentes ni dans n'importe quelles conditions.

103Les projets devront donc faire l’objet d’une évaluation au cas par cas pour juger de leur viabilité économique et environnementale et du niveau de subvention requis. Une première subvention consiste à exempter les carburants produits de toutes les taxes qui frappent les produits pétroliers.

DISPONIBILITÉ DES DONNÉES

104Les données concernant le rayonnement solaire et le vent sont relativement bien identifiées. Si la voie de la production d’électricité solaire thermodynamique à concentration s’avérait intéressante, il serait sans doute nécessaire de mieux identifier la part du rayonnement direct puisque la part diffuse ne contribue pas à cette production, et de rechercher sur l’ensemble territoire les sites éventuellement favorables.

105Les ressources géothermiques semblent faibles, mais n’ont pas vraiment été identifiées. La géothermie, en présence de sites favorables, permet d’obtenir à relativement bon marché une production d’électricité de base qui pourrait se révéler très intéressante, notamment pour l’industrie du nickel.

  • 4 Informations recueillies auprès de Guillaume Dréau, ingénieur Énergies nouvelles à la SRP.

106En ce qui concerne les ressources marines, les courants marins globaux sont assez bien identifiés mais les focalisations locales le sont moins. Toutefois, il est très peu probable que les gisements soient significatifs et les rares lieux où les courants pourraient être suffisamment intenses (valeurs supérieures à 2 ou 3 m/s) sont exploités pour d’autres usages, notamment la navigation (dans les passes de la barrière de corail en particulier). Reste la ressource houlomotrice que la Société de recherche du Pacifique (SRP) a commencé à évaluer sur ses fonds propres4 : les séries de données encore incomplètes recueillies laissent espérer un potentiel qui, sans être exceptionnel, n’est cependant pas négligeable. Si la voie de la houlogénération devait être retenue pour la production d’électricité, il serait nécessaire de mener des campagnes de mesures plus importantes, notamment sur des sites plus nombreux, sans doute au sud-est de la Grande Terre, voire tout le sud, car les houles dominantes viennent du sud-est et sont atténuées par l’archipel.

107Enfin, pour l’exploitation de l’énergie thermique de l’océan, procédé également très intéressant pour disposer d’une production de base peu fluctuante, il serait utile d’avoir une meilleure connaissance de la répartition en profondeur et dans le temps des températures des eaux.

CONCLUSION ET RECOMMANDATIONS

108Pour le détail des recommandations exposées ci-dessous, le lecteur pourra se reporter aux fiches de recommandations rassemblées à la fin de la synthèse (p. 387), après la partie « Conclusion et recommandations ».

Quelles filières expérimenter en Nouvelle-Calédonie ?

109L’éolien est déjà largement exploité pour la production d’électricité, notamment sur la Grande Terre, mais, semble-t-il, avec une productivité inférieure à ce qui se fait en général (probablement à cause de problèmes de maintenance ou de gestion du réseau). À court et moyen termes, les coûts de production devraient encore diminuer pour être comparables à ceux de l’électricité thermique, surtout lorsque les coûts des combustibles augmenteront significativement.

110La production photovoltaïque commence seulement à se développer en situation raccordée au réseau. Elle dispose également d’un potentiel important qui peut, par exemple, permettre de soutenir et compenser la consommation des climatisations électriques. Les prix sont encore élevés, mais devraient baisser significativement et, dans une dizaine d’années, permettre des gains substantiels en économies de combustibles fossiles. La production photovoltaïque peut se faire en toiture, sans consommation d’espace supplémentaire et en rapprochant la production de la consommation, et également en fermes centralisées. Ces développements tiendront principalement aux incitations tarifaires éventuelles, les deux situations pouvant d’ailleurs faire l’objet d’incitations différentiées.

111À court et moyen termes, nous préconisons un déploiement plus ambitieux des technologies éoliennes et photovoltaïques, suffisamment matures pour ne pas prendre de risques exagérés. Celui-ci nécessitera alors de mieux optimiser la gestion des réseaux, c’est-à-dire de mettre en œuvre des incitations tarifaires adaptées (effacement des pointes, tarifs heures de pointes/heures creuses), une planification exploitant une prédiction météorologique avancée, et de faire en sorte que toutes les informations de productivité et de production soient transmises par les exploitants de façon totalement transparente au gestionnaire du réseau. Enfin, l’implantation de moyens de stockage devra accompagner ce déploiement si l’on souhaite augmenter le taux de pénétration de la production intermittente (théoriquement au-delà de 30  %, en pratique sans doute avant).

112Nous préconisons d’étudier plus particulièrement le stockage hydraulique gravitaire car le relief de la Nouvelle-Calédonie semble bien s’y prêter. La possibilité d’exploiter l’eau de mer dans le cas de systèmes situés en bord de mer pourrait permettre une économie d’investissement substantielle, à condition que le bassin supérieur de stockage garantisse une totale étanchéité pour éviter des pollutions de l’eau douce et des écosystèmes. Une étude technico-économique, prenant en compte la nécessité d’une minimisation des risques environnementaux et sismiques nous semble indispensable. Il est également envisageable de tester d’autres solutions de stockage (par exemple, sodium soufre), à l’instar de ce qu’a prévu l’île de la Réunion.

113En ce qui concerne la valorisation énergétique de la biomasse, deux ressources principales d’importances inégales sont à considérer : les déchets humides pour la production de biogaz et la biomasse ligneuse pour la production de chaleur et/ou d’électricité.

114À court terme, nous préconisons une évaluation du potentiel de valorisation des déchets pour la production de biogaz (méthane), en particulier dans les zones à forte densité de population où une exploitation comme carburant pour des bus ou autres véhicules lourds est possible. À priori, la petite méthanisation semble moins pertinente puisque l’élevage se pratique en ranching et qu’il n’y a pas de concentration suffisante des déchets organiques pour les méthaniser.

115À court et moyen termes, la transformation de la biomasse ligno-cellulosique en combustible exploitable pour la production de chaleur, puis d’électricité dans des centrales thermiques pourrait être intéressante. Elle est, en effet, extrêmement simple et peu énergétivore contrairement à celle en biocarburant. D’un point de vue purement technique, environ 1  % de la superficie du territoire (soit 18 000ha) pourrait donner environ 300GWh annuels, à condition de trouver les superficies disponibles et mécanisables et, bien sûr, d’inciter à la création de telles filières.

116Nous préconisons d’évaluer ce potentiel qui pourrait se révéler particulièrement intéressant. La technologie des centrales à lit fluidisé circulant présentant l’avantage de pouvoir substituer une part du charbon actuel par de la biomasse ligno-cellulosique, on disposerait là d’un moyen significatif de réduire la dépendance énergétique de la Nouvelle-Calédonie. Notons que cette possibilité a déjà été étudiée par la SLN qui a estimé que le gisement calédonien était insuffisant et/ou insuffisamment organisé, mais le rapport EEC nous conduit à insister sur l’intérêt d’apporter un regard nouveau à ce sujet. Dans une note récente (SLN, Projet Centrale C – Mémoire de réponse, octobre 2008, pp. 15-16), la SLN indique que sur ses nouvelles centrales charbon à lit fluidisé, des équipements seront intallés pour pouvoir bruler jusqu'à 10  % de biomasse (soit 60 000 t) ce qui nécessitera la mise en place d'une filière d'approvisionnement adaptée. Par ailleurs, la SLN envisage la possibilité de compenser une partie des émissions de CO2 liées à la combustion de charbon en développant des puits de carbone (nouvelles plantations).

117Pour les sites isolés, le photovoltaïque reste la solution la plus pertinente (fiabilité, coûts), en configuration PV avec stockage pour les petites installations (les résultats d’exploitation d’Enercal sont d’ailleurs très positifs). Dans les îles, lorsqu’il s’agit de microréseaux, les configurations hybrides (PV et/ou éolien avec groupe électrogène, par exemple à l’huile de coprah, et avec stockage) présentent sans doute la meilleure solution du point de vue économique. Sur la base notamment des retours d’expérience actuels, nous préconisons d’étudier de telles solutions dans les conditions météorologiques spécifiques des îles.

118Les perspectives de valorisation de la biomasse sous forme de biocarburants nous semblent en revanche plus incertaines, même si l’expérience en cours de valorisation du coprah doit être poursuivie. Dans les îles, la production d’huile de coprah et sa combusation dans des groupes électrogènes diesel ont été démontrées. Malheureusement, les nouveaux moteurs diesel ne peuvent plus brûler directement ces huiles : il faut introduire une étape de transestérification pour obtenir un carburant compatible avec les moteurs modernes et leurs normes de rejets, ce qui est techniquement réalisable à l’échelle d’une petite île. Il n’est d’ailleurs pas exclu que certains fabricants relancent la production de moteurs adaptés aux huiles végétales brutes.

119À moyen terme, les centrales solaires thermodynamiques à concentration semblent constituer une voie de production d’électricité particulièrement attrayante. Cette technologie, déjà relativement mature, n’exploite que la part directe du rayonnement solaire, elle nécessite donc des sites bien exposés. Nous suggérons tout d’abord une recherche de sites privilégiés répondant à cette condition disponibles sur le territoire (superficies nécessaires de l’ordre de 1 ha par MW pour une productivité comprise entre 3 et 5 GWh/ha). L’un des avantages majeurs de ces usines de production d’électricité réside dans la possibilité de réaliser un stockage intermédiaire de chaleur qui permet un certain découplage entre la production électrique et le rayonnement solaire et offre donc la possibilité de produire de l’électricité la nuit. Enfin, la taille des unités actuellement en construction dans le monde est bien compatible avec les exigences du réseau de la Grande Terre qui pourrait par conséquent accueillir une telle centrale. Nous recommandons une veille active sur les réalisations en cours dans le monde, puis une étude plus précise pour évaluer les caractéristiques techniques et économiques appliquées à la Nouvelle-Calédonie lorsque le retour d’expérience sera suffisant.

120Globalement, mieux exploiter des ressources locales renouvelables demande de mieux les connaître, c’est pourquoi, nous recommandons d’établir, dès maintenant, un atlas des ressources énergétiques, complémentaire à l’existant ou mis à jour.

121À moyen terme et de façon encore plus marginale, on peut penser à valoriser la chaleur fatale des centrales thermiques de production d’électricité pour la production de biocarburants de première génération. Cette chaleur permettrait d’améliorer le bilan énergétique de production de bioéthanol et de baisser son coût de manière significative. Celui-ci pourrait ensuite être incorporé à l’essence utilisée dans les transports automobiles dans les limites des possibilités des moteurs actuels (15  % d’éthanol sans modifications). Notons que cette filière nécessiterait le développement de cultures énergétiques dont il faudrait s’assurer qu’elles ne rentrent pas en compétition avec les cultures alimentaires.

122Sur le long terme, la production algale et l’hydrolyse des esters associés pourraient constituer une source intéressante de carburants liquides. Mais la chaîne des technologies nécessaires est encore immature et de nombreuses difficultés subsistent. Compte tenu de la situation maritime privilégiée des îles, nous recommandons une veille technologique dans ce domaine.

123À long terme également, l’exploitation de l’énergie thermique des mers (ETM) pourrait constituer une voie intéressante pour la production de base et le remplacement des centrales à charbon, en particulier pour l’industrie du nickel. Pour bien évaluer le potentiel, nous recommandons une évaluation des gradients de température des eaux (jusqu’à environ 1 000 m) sur une durée de quelques années, afin de prendre en compte les fluctuations climatiques sensibles dans cette région, ainsi qu’une veille technologique sur les centrales ETM. Une meilleure connaissance de la ressource et des technologies expérimentées permettrait de préparer l’accueil éventuel d’expériences de production ETM, comme la Polynésie semble vouloir le faire avec son projet d’usine pilote de 5 MW à Tahiti. Notons également que le constructeur naval DCNS s’implique actuellement (2009) dans un projet de construction d’un démonstrateur de 1,5 MW à la Réunion (les premiers dimensionnements font état d’une plateforme off shore de 7 000 tonnes, de 30 m de diamètre et 15 m au-dessus de la surface.

Notes

1 Les coûts de raccordement peuvent varier selon la distance au réseau existant. La variabilité est plus grande encore pour l’off shore, selon la distance au rivage et la nature des fonds.

2 Le taux de change utilisé pour passer de $ 2005 aux € 2008 est 0,86.

3 Les constructeurs de petits moteurs ne donnent actuellement pas de garanties pour les moteurs à huile végétale brute, mais des recherches sont en cours chez certains fabricants de tracteurs pour y remédier.

4 Informations recueillies auprès de Guillaume Dréau, ingénieur Énergies nouvelles à la SRP.

Table des illustrations

Légende Figure 6. Coûts de production de l’électricité photovoltaïque en fonction de l’ensoleillement (en 2050)Source : AIE, 2008.
URL http://books.openedition.org/irdeditions/docannexe/image/1010/img-1.jpg
Fichier image/jpeg, 86k
Titre Tableau 4 – Coûts présents et futurs des principales technologies de production d’électricité
Légende Source : CE, 2008.
URL http://books.openedition.org/irdeditions/docannexe/image/1010/img-2.jpg
Fichier image/jpeg, 625k
Titre Tableau 5 – Les tarifs d’achat garantis pour la production distribuée en France
Légende Source : www.industrie.gouv.fr, 2009
URL http://books.openedition.org/irdeditions/docannexe/image/1010/img-3.jpg
Fichier image/jpeg, 525k

© IRD Éditions, 2010

Conditions d’utilisation : http://www.openedition.org/6540